texto sistemas de transmision

2012

UNIVERSIDAD

CONTINENTAL DE

CIENCIAS E INGENIERÍA

Sistema de Transmisión y

Distribución Parte 2

ÍNDICE

1. SUBESTACIONES ELÉCTRICAS .............................................................................................. 6

1.1. OBJETO DE UNA SUBESTACIÓN EN UN SISTEMA DE POTENCIA. .......................................... 6

1.2. DEFINICIÓN DE UNA SUBESTACIÓN .................................................................................. 7

1.3. CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ............................................... 7

1.4. CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES ........................................................................... 8

1.5. ELEMENTOS PRINCIPALES DE LAS SUBESTACIONES ......................................................... 11

1.6. CONFIGURACION O ESQUEMA ....................................................................................... 13

2. ESQUEMAS DE LAS SUBESTACIONES ................................................................................. 16

2.1. TIPOS DE ESQUEMAS ..................................................................................................... 16

2.2. SECUENCIA DE OPERACIÓN ............................................................................................ 16

2.3. TIPOS DE ESQUEMAS Y SECUENCIAS DE OPERACIÓN ....................................................... 17

2.4. BARRAJE SENCILLO O SIMPLE. ........................................................................................ 17

2.5. BARRAJE SENCILLO CON DIVISIÓN DE BARRAS. ............................................................... 18

2.6. BARRAJE SIMPLE CON BY-PASS ...................................................................................... 20

2.7. BARRAJE SIMPLE CON BY-PASS DE LÍNEA ........................................................................ 21

2.8. BARRAJE SIMPLE CON TRANSFERENCIA. ......................................................................... 22

2.9. BARRAJE DOBLE. ........................................................................................................... 23

2.10. BARRAJE DOBLE CON BY-PASS. ..................................................................................... 26

2.11. BARRAJE DOBLE CON SECCIONADOR DE TRANSFERENCIA. ............................................ 27

2.12. BARRAJE DOBLE CON TRANSFERENCIA. ........................................................................ 28

2.13. JUEGO DE BARRAS TRIPLE. ........................................................................................... 30

2.14. BARRAJE EN ANILLO. .................................................................................................... 31

2.15. BARRAJE EN MALLA. .................................................................................................... 33

2.16. INTERRUPTOR Y MEDIO. .............................................................................................. 34

2.17. DOBLE INTERRUPTOR .................................................................................................. 35

3. DISPOSICIÓN FÍSICA DE LA SUBESTACIÓN ......................................................................... 37

3.1. DISTANCIAS ELÉCTRICAS MÍNIMAS ................................................................................. 37

3.2. ALTURAS MÍNIMAS ....................................................................................................... 38

3.3. DISTANCIAS HORIZONTALES .......................................................................................... 39

3.4. SEPARACIÓN ENTRE FASES DEL BARRAJE ........................................................................ 39

3.5. ALTURA DE LOS BARRAJES Y LLEGADAS DE LINEA ............................................................ 39

3.6. TAMAÑO DE LOS PÓRTICOS ........................................................................................... 39

3.7. SEPARACIÓN ENTRE EQUIPOS ........................................................................................ 40

3.8. DISPOSICIONES HORIZONTAL Y VERTICAL ....................................................................... 40

3.9. DISPOSICIÓN SEGÚN EL ESQUEMA DE LA SUBESTACIÓN .................................................. 40

4. EL TRANSFORMADOR ....................................................................................................... 64

4.1. TRANSFORMADOR DE POTENCIA ................................................................................... 64

4.2. ACCESORIOS DE PROTECCIÓN Y CONTROL ...................................................................... 69

4.1.1. CARACTERÍSTICAS NOMINALES ................................................................................................ 73

4.2. TRANSFOMADORES DE MEDIDA Y PROTECCIÓN ............................................................. 79

4.2.1. TRANSFORMADORES DE CORRIENTE (TC) .................................................................................. 79

4.2.2. TRANSFORMADORES DE POTENCIAL (TP) .................................................................................. 83

5. EL INTERRUPTOR .............................................................................................................. 90

5.1. DATOS GENERALES ........................................................................................................ 90

VOLTAJE ................................................................................................................................. 90

CORRIENTE ............................................................................................................................. 90

5.2. TIPOS DE INTERRUPTORES ............................................................................................. 93

6. EL SECCIONADOR ........................................................................................................... 108

6.1. CARACTERISTICAS NOMINALES DE LOS SECCIONADORES .............................................. 109

SECCIONADORES DE CUCHILLA ....................................................................................................109

6.1.2. SECCIONADORES DE UNA COLUMNA GIRATORIA ...............................................................111

6.1.3. SECCIONADOR DE DOS COLUMNAS GIRATORIAS O DE APERTURA CENTRAL .......................112

6.1.4. SECCIONADORES TIPO PANTÓGRAFO ................................................................................113

6.1.5. SECCIONADOR DE PUESTA A TIERRA ..................................................................................115

7. OTROS EQUIPOS DE PATIO ............................................................................................. 118

7.1. PARARRAYOS .............................................................................................................. 118

5. PUESTA A TIERRA. .......................................................................................................... 127

5.1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................... 127

5.2. ANTECEDENTES HISTÓRICOS ............................................................................................... 127

5.3. CONCEPTOS PRINCIPALES ................................................................................................... 129

5.4. CORRIENTE A DISIPAR POR LA MALLA .................................................................................... 135

5.5. EL MÉTODO DE LAS DOS CAPAS ........................................................................................... 137

5.6. POTENCIALES TRANSFERIDOS .............................................................................................. 139

5.7. CONCLUSIONES ............................................................................................................... 140

8. SISTEMAS Y PROTECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN. .................................................................. 142

8.1. INTRODUCCIÓN. .......................................................................................................... 142

8.2. ARQUITECTURA DE SISTEMAS ELÉCTRICOS ................................................................... 143

8.2.1. CRITERIOS DE SELECCIÓN ................................................................................................145

8.2.2. EJEMPLOS DE ARQUITECTURAS ......................................................................................146

8.3. REGÍMENES DE NEUTRO .............................................................................................. 147

8.3.1. CINCO SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA DE NEUTRO .........................................................147

8.3.2. NEUTRO AISLADO ...........................................................................................................147

8.3.3. PUESTA A TIERRA POR RESISTENCIA ................................................................................151

8.3.4. PUESTA A TIERRA POR BAJA REACTANCIA .......................................................................155

8.3.5. PUESTA A TIERRA POR REACTANCIA DE COMPENSACIÓN ................................................157

8.3.6. NEUTRO CONECTADO A TIERRA PERMANENTEMENTE ....................................................160

SISTEMA DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN

1. SUBESTACIONES ELÉCTRICAS

1.1. OBJETO DE UNA SUBESTACIÓN EN UN SISTEMA DE POTENCIA.

Debido a que la tensión de generación en una central eléctrica es relativamente baja y su ubicación bastante lejana de los centros de consumo, el transporte de energía eléctrica a estos niveles resulta demasiado costoso. Para que el costo del transporte sea razonable es necesario elevar la tensión a un nivel alto que depende de varios factores como: la potencia a transmitir, la longitud de la línea, las pérdidas, etc., en nuestro medio estos niveles pueden ser 115 kV o 220 kV. Dicha operación se efectúa en una instalación que se denomina en general Estación Transformadora Primaria o Subestación Primaria; una vez hecha la conducción por las líneas de transmisión, en los centros de consumo debe procederse a la distribución de esta potencia requiriendose de Subestaciones Distribuidoras, que reducen el voltaje a 13.2 kV. Algunas veces se enlazan sistemas por medio de Subestaciones de Interconexión. Finalmente se reduce el voltaje a un valor adecuado para los centros de consumo en unas casetas de transformación, cuyo elemento principal es el Transformador de Distribución. En ocasiones se tiene un nivel intermedio denominado Subtransmisión.

Figura 1.1 Sistema de generación y consumo de energía eléctrica

En la figura 1.1 se presenta un sistema eléctrico con centros de producción y de consumo de la energía eléctrica, así como los puntos donde la energía sufre cambios en los niveles de voltaje de acuerdo al tipo de subestación requerido.

1.2. DEFINICIÓN DE UNA SUBESTACIÓN

Una subestación es un punto dentro del sistema de potencia en el cual se cambian los niveles de tensión y corriente con el fin de minimizar pérdidas y optimizar la distribución de la potencia por todo el sistema. Es además el centro donde se recibe y reparte la energía producida en las centrales generadoras, maniobrando y controlando su destino final a los diferentes centros de consumo, con determinados requisitos de calidad.

1.3. CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN DE LAS SUBESTACIONES Características tales como flexibilidad, confiabilidad, seguridad, y modularidad, determinan la forma de una subestación, y se definen de la forma siguiente: Flexibilidad: La flexibilidad es la propiedad de la instalación para acomodarse a las diferentes condiciones que se puedan presentar, bien sea por mantenimiento, por cambios en el sistema o por fallas. Confiabilidad: La confiabilidad se define como la propiedad de que una subestación pueda mantener el suministro de energía, bajo la condición que al menos un componente de la subestación pueda repararse durante la operación. Seguridad: La seguridad es la propiedad de una instalación de operar adecuadamente bajo condiciones normales y anormales de manera que se evite el daño en los equipos o riesgo para las personas. Modularidad: Es la facilidad que tiene una subestación para cambiar de configuración cuando sus necesidades o el sistema lo requieran. Estas características pueden conjugarse en el momento de decidir la configuración de una subestación, dependiendo de la ubicación de esta dentro del sistema de potencia, de acuerdo con su función o por su capacidad. Si la subestación es de una capacidad e importancia tales que su salida del sistema de potencia produzca suspenciones y problemas de racionamiento en todo este, entonces la subestación requiere de un alto grado de seguridad. Si la subestación tiene un gran número de circuitos y ellos pertenecen a diferentes sistemas, dicha subestación requiere de un alto grado de flexibilidad. Si la subestación tiene como objetivo primordial el suministro de energía la necesidad principal de esta subestación es la confiabilidad.

1.4. CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES

Las Subestaciones pueden clasificarse bajo unos criterios básicos que cubran los tipos existentes dentro de nuestro medio:

• Clasificación de las Subestaciones por su función dentro del sistema de potencia • Clasificación por su tipo de operación.

• Clasificación de las Subestaciones por la forma constructiva.

Clasificación de las Subestaciones por su función dentro del sistema Subestación de Generación: Es la estación primaria de la energía producida por las plantas generadoras, su objetivo esencial es transformar el voltaje a niveles altos para lograr economía con la reducción de la corriente. Subestación de transmisión: Su función es interconectar las diferentes líneas de transmisión de 115 kV o 220 kV. Estas generalmente alimentan también barrajes de 34.5 kV y/o 13.2 kV. Subestación de subtransmisión: Son aquellas que alimentan o interconectan líneas de nivel intermedio de tensión, 44 kV o 34.5 kV, para transporte a distancias moderadas y de cargas no muy altas, con cargas distribuidas a lo largo de la línea. Subestación de distribución: Su función es reducir la tensión a niveles de distribución 13.2 kV para enviarla a los centros de consumo industrial o residencial, donde los transformadores de distribución instalados a lo largo de los circuitos, se encargan de reducir los niveles a baja tensión (440, 220, 108 V), para alimentar a los usuarios.

Clasificación de las Subestaciones por tipo de operación Subestación de transformación: Son estaciones que transforman la tensión dentro del sistema de potencia, a valores adecuados para su transporte o utilización. De acuerdo a la función de transformación que cumplan en el sistema de potencia se dividen en: Subestación elevadora: La tensión de salida es mayor que la tensión de entrada; estas son las que permiten elevar los niveles de tensión desde los puntos de generación, hasta niveles más altos de transmisión, por ejemplo la subestación de generación.

Subestación reductora: La tensión de salida es menor que la de entrada; éstas son las que permiten la reducción de niveles de tensión altos como transmisión, hasta niveles más bajos de subtransmisión o distribución, por ejemplo las subestaciones distribuidoras.

Subestación de maniobra:

Su función es unir algunas líneas de transporte con otras de distribución, con el propósito de dar mayor confiabilidad y continuidad al servicio; el nivel de tensión es uno solo, por lo tanto no se utilizan transformadores de potencia que eleven o reduzcan el voltaje.

Clasificación de las Subestaciones por su forma constructiva:

Por su montaje a. Subestaciones Interiores: Donde sus elementos constitutivos se instalen en el interior de

edificios apropiados. b. Subestaciones Exteriores o a la Intemperie: Sus elementos constitutivos se instalan a las

condiciones ambientales. Por su tipo de equipo a. Subestación Convencional: Es del tipo exterior pero la instalación de su equipo es

abierta, sin que nada los proteja. Figura 1.2 b. Subestación Encapsulada: Es una subestación cuyas partes vivas y equipos que

soportan tensión están contenidos dentro de envolventes metálicos. Por ejemplo las Subestaciones encapsuladas en SF6. Figura 1.3

c. Subestación Móvil: Se caracteriza porque todo el conjunto de equipos est instalado sobre un remolque. Su objetivo básico es el de ser utilizado bajo

Figura 1.2 Subestación tipo exterior (convencional)

Figura 1.3 Subestación encapsulada

Figura 1.4 Subestación móvil

1.5. ELEMENTOS PRINCIPALES DE LAS SUBESTACIONES La disposición, característica y cantidad de equipo para cada subestación, depende directamente de la configuración escogida. Por lo tanto se hará una descripción general y esencial aplicable a cualquier configuración. Son las Subestaciones del tipo convencional las que se tomarán como referencia, dado que es este el tipo de subestación más común en Colombia. En ellas se encuentran además de las estructuras y soportes que facilitan la llegada y salida de las líneas, un conjunto denominado "elementos principales de la subestación". Estos elementos se clasifican en 3 categorías así: a. Equipo de patio b. Equipo de tablero c. Servicios auxiliares

a. Equipo de patio:

Son elementos constitutivos del sistema de potencia que se encuentran instalados en el patio de conexiones, generalmente a la intemperie, estando expuestos a las condiciones ambientales. Son estos:

• Transformador de Corriente (T.C) • Transformador de Potencial (T.P) • Transformador de Potencia • Interruptor (I) • Seccionador (S) • Pararrayos (P) • Trampa de onda (T.O) • Barrajes y Estructuras.

El espacio ocupado por el conjunto de equipos pertenecientes a una misma salida de la subestación se denomina "Campo" o "Bahía", por ejemplo Campo de Línea, Bahía de Transformador, etc.

b. Equipos de tablero:

Son todos los elementos de control, medición y protección, indicadores luminosos y alarmas, instalados en la casa de control y soportados por los tableros de la subestación. Su función es facilitar la supervisión y manejo de la subestación, por parte del operador.

c. Servicios auxiliares:

Son todo el conjunto de instalaciones formadas por las fuentes de alimentación de corriente continua y de corriente alterna, de baja tensión que se utilizan para energizar los sistemas de control, protección, señalización, alarmas y alumbrado de una subestación, así como el sistema contra incendio. Las partes del sistema auxiliar son las siguientes:

Servicio de DC: Interruptores, tableros, baterías, alumbrado de emergencia, cargadores. Servicio AC: Calefacción, alumbrado, aire acondicionado, ventilación, sistemas contra incendio, etc.

d. Otros

• Caseta de control • Malla de tierra • Sistema de apantallamiento.

1.6. CONFIGURACION O ESQUEMA Es el tipo de arreglo o interconexión de los equipos principales de conexión de una subestación, de tal forma que su operación permita diferentes grados de confiabilidad, seguridad o flexibilidad en la operación de la subestación. Básicamente está definida por los barrajes, seccionadores e interruptores.

DISPOSICIÓN FÍSICA DE UNA SUBESTACIÓN (LAY-OUT) Es el ordenamiento o ubicación de los diferentes equipos constitutivos del patio de conexiones de una subestación para cada uno de los tipos de configuración.

DIAGRAMA UNIFILAR Un diagrama unifilar es una representación esquemática de los elementos principales que constituyen un sistema de potencia eléctrica, o una parte específica de él. Los diagramas unifilares se elaboran con el ánimo de dar una idea general pero al mismo tiempo clara acerca del funcionamiento del sistema y de sus partes integrantes. Se realizan en dos etapas, primero como diagramas unifilares simples y en una segunda fase, como diagramas unifilares elaborados o completos.

Diagrama unifilar simple:

Es aquel en el que se consigna una información básica acerca del sistema, su forma general de funcionamiento, y los equipos principales que intervienen. En una subestación, el diagrama unifilar simple es elaborado con el fin de consignar la información acerca de los equipos que la constituyen, y la forma en que están interconectados (configuración).

Dicho diagrama contendrá información general sobre generadores, líneas, barrajes, transformadores de potencia, seccionadores e interruptores.

Figura 1.5 Diagrama unifilar simple Valle del Cauca La figura 1.5 es un ejemplo de diagrama unifilar simple, este corresponde al sistema eléctrico del Valle del Cauca; la información suministrada cubre solamente las líneas y Subestaciones principales como también la forma en que se interconectan, proporcionando sí una visión global y clara del funcionamiento de todo el conjunto del sistema.

Diagrama unifilar elaborado En un diagrama unifilar elaborado, además de la información que proporciona el diagrama simple, se adiciona información sobre los equipos de protección, control y medida. Un diagrama unifilar elaborado, contendrá entonces información acerca de los transformadores de potencial y de corriente, utilizados en las funciones de medida y de protección; contendrá igualmente información acerca de los instrumentos de medida y protección etc. Un ejemplo de diagrama unifilar elaborado se muestra en la figura 1.6

Figura 1.6 Diagrama unifilar elaborado

Diagrama unifilar elaborado En un diagrama unifilar elaborado, además de la información que proporciona el diagrama simple, se adiciona información sobre los equipos de protección, control y medida. Un diagrama unifilar elaborado, contendrá entonces información acerca de los transformadores de potencial y de corriente, utilizados en las funciones de medida y de protección; contendrá igualmente información acerca de los instrumentos de medida y protección etc. Un ejemplo de diagrama unifilar elaborado se muestra en la figura 1.6

Figura 1.6 Diagrama unifilar elaborado

ifilar elaborado, además de la información que proporciona el diagrama simple, se adiciona información sobre los equipos de protección, control y medida. Un diagrama unifilar elaborado, contendrá entonces información acerca de los transformadores

ial y de corriente, utilizados en las funciones de medida y de protección; medida y protección etc.

2. ESQUEMAS DE LAS SUBESTACIONES

La conexión entre los elementos que integran la subestación en un diagrama esquemático, que conecta en forma simbólica y a través de un solo hilo todo el equipo mayor de la instalación (diagrama unifilar simple), permite observar su forma de operación y la de cada uno de los circuitos. El diseño de una subestación eléctrica se inicia con la selección del diagrama unifilar correspondiente una vez se define la necesidad de la subestación con base en el estudio de las variaciones de carga de la zona y de la proyección futura a mediano o largo plazo. Existen varios esquemas o configuraciones utilizados en subestaciones que varían dependiendo de diversos factores como son:

• Continuidad de servicio o confiabilidad del sistema • Versatilidad de operación o flexibilidad. • Facilidad de mantenimiento de los equipos o seguridad. • Cantidad y tamaño de los equipos. • Área del terreno disponible • Costo.

Los factores anteriores, hacen imposible hablar de una normalización de las configuraciones de subestaciones en el sentido estricto de la palabra, ya que cada subestación presenta características y condiciones especiales, que para su satisfacción requieren en muchos casos alguna particularidad en la subestación. 2.1. TIPOS DE ESQUEMAS

Básicamente existen dos tendencias generales, la europea o de conexión de barras y la americana o de conexión de interruptores. Las configuraciones de conexión de interruptores, son aquellas en las cuales los circuitos se conectan a las barras o entre ellas por medio de uno o más interruptores. Las configuraciones de conexión de barras son aquellas en las cuales cada circuito tiene un interruptor, con la posibilidad de conectarse a una o más barras por medio de seccionadores. Las configuraciones más utilizadas en esta tendencia son para un nivel de tensión menor a 245 kV.

2.2. SECUENCIA DE OPERACIÓN Normalmente se hace necesario, sacar de servicio alguna línea que llega a la subestación, un barraje u otro elemento para labores de mantenimiento. Estas maniobras de conexión y desconectan deben hacerse de modo que el servicio, sea interrumpido lo menos posible y teniendo en cuenta que los interruptores son los únicos que pueden abrir y cerrar bajo carga, lo cual no ocurre con los seccionadores. A los pasos que se siguen para conectar o desconectar cualquier elemento de una subestación, se les llama secuencia de operación.

La secuencia de operación depende básicamente de la configuración de la subestación y de la maniobra que se realiza. Normalmente la secuencia va asociada con la complejidad de la subestación.

2.3. TIPOS DE ESQUEMAS Y SECUENCIAS DE OPERACIÓN

A continuación se describen los diagramas unifilares de las configuraciones más utilizadas, siguiendo un orden creciente de complejidad con su respectiva secuencia de operación.

2.4. BARRAJE SENCILLO O SIMPLE.

Es el más simple de todos los esquemas ya que sólo requiere de un interruptor y dos seccionadores para cada salida, es el más económico y su operación es también la más sencilla, ver figura 2.1.

Figura 2.1 Barraje sencillo o simple

Se utiliza en subestaciones de pequeña potencia, así como en plantas generadoras que no forman parte fundamental del suministro de energía al sistema. Entre las ventajas que brinda este esquema se encuentran:

• Facilidad de instalación operación y mantenimiento. • Reducción de inversión, empleando poco espacio, equipo y estructuras. • Su sistema de control y protección es muy simple.

Algunas desventajas son:

• Falta de confiabilidad, seguridad y flexibilidad, ya que con cualquier avería en las barras

se interrumpe totalmente el suministro de energía. • El mantenimiento en cualquier interruptor o seccionador ocasiona la salida del circuito

correspondiente. • La ampliación de la subestación conlleva siempre, el ponerla fuera de servicio

totalmente.

Secuencia de operación: Con referencia a la figura 2.1 y suponiendo que inicialmente todos los interruptores y seccionadores se encuentran cerrados a excepción de los seccionadores de puesta a tierra 1 y 9 se requiere hacer mantenimiento en el interruptor 7, entonces la secuencia de operación es la siguiente: 1. Abrir el interruptor 7 2. Abrir los seccionadores 6 y 8 3. Cerrar el seccionador de puesta a tierra 9 Para renovar servicio en la misma línea: 1. Abrir el seccionador de puesta a tierra 9 2. Cerrar los seccionadores 6 y 8. 3. Cerrar en interruptor 7.

2.5. BARRAJE SENCILLO CON DIVISIÓN DE BARRAS.

Presenta la misma configuración básica que el barraje simple, un interruptor y dos seccionadores por salida, pero dividiendo el barraje principal con seccionadores o interruptores, tal como puede apreciarse en la figura 2.2. Cada una de las partes en que se divide el barraje tiene de por sí los mismos inconvenientes que se enumeran en el punto anterior. Además presenta otras ventajas y desventajas tales como: Ventajas: Se obtiene una mayor flexibilidad y confiabilidad que en el barraje sencillo permitiendo un servicio con mayor continuidad, así en caso de avería en barras, sólo salen del sistema las partes del barraje que tienen que ver con la falla. Se facilitan las labores de mantenimiento y vigilancia.

En un momento dado el sistema puede ser alimentado por dos fuentes diferentes. Desventajas: Una avería en el seccionador de barras pone fuera de servicio a varios circuitos del barraje. La protección es más compleja que en el caso anterior.

Figura 2.2 Barraje Sencillo con división de barras.

Secuencia de operación: De acuerdo con la figura 2.2 y suponiendo que 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 10, 11, 12, 14, 15 y 16 están cerrados, para sacar una línea o un interruptor, se procede como en el caso anterior; si se requiere sacar de servicio la parte del barraje derecho entonces se procede de la siguiente forma: 1. Abrir los interruptores 7 y 11 2. Abrir los seccionadores 6, 8, 10 y 12

3. Cerrar los seccionadores de puesta a tierra 9 y 13. 4. Abrir el interruptor 4 5. Abrir el seccionador 5 y el seccionador de barras 14 Para restablecer el servicio: 1. Cerrar los seccionadores 5 y 14 2. Cerrar el interruptor 4. 3. Cerrar los seccionadores 6, 8, 10 y 12 4. Abrir los seccionadores de puesta a tierra 9 y 13 5. Cerrar los interruptores 7 y 11

2.6. BARRAJE SIMPLE CON BY-PASS

Consiste básicamente en una disposición como la del barraje simple, con la adición de seccionadores que conectan cada salida con la barra principal. Este montaje como puede verse en la figura 2.3 permite la reparación o mantenimiento de interruptores sin tener que sacar de servicio a la línea correspondiente. El mayor problema que presenta utilizar el seccionador de By-Pass, es que la salida no tiene protección y en caso de falla saca de servicio a todo el barraje.

Figura 2.3 Barraje simple con by-pass.

Secuencia de operación: Haciendo seguimiento a la figura 2.3 y partiendo con todos los interruptores y seccionadores cerrados menos los seccionadores de by-pass y puesta a tierra (7, 17, 11); para sacar de servicio una línea, se procede igual que para el barraje simple. Para sacar el interruptor 9 a manteniendo se procede de la siguiente manera: 1. Cerrar el seccionador de by-pass 7 2. Abrir el interruptor 9 3. Abrir los seccionadores 8 y 10 Nota: el seccionador de puesta a tierra (11) se cierra cuando se saca la línea Para restablecer el servicio a través del interruptor 9: 1. Cerrar los seccionadores 8 y 9 2. Cerrar el interruptor 9 3. Abrir el seccionador de by-pass 7

2.7. BARRAJE SIMPLE CON BY-PASS DE LÍNEA

Figura 2.4 Barraje Simple con by-pass de línea.

Consiste en un barraje simple, adicionando un seccionador de by-pass entre dos salidas y otro para cada una de las salidas. Ver figura 2.4.

Esta configuración permite la reparación de interruptores sin tener que sacar de servicio a la línea correspondiente, se mantiene el servicio y la protección a través del interruptor del circuito vecino, aumenta la confiabilidad y seguridad al sistema. Secuencia de operación: De acuerdo a la figura 2.4 asumiendo que el barraje está energizado, los interruptores 10 y 16 cerrados, los seccionadores 9, 11, 12 , 15, 17 y 18 cerrados y los seccionadores 13 y 14 abiertos. Para sacar de servicio cualquier línea se procede igual forma que en el barraje simple teniendo en cuenta que hay que operar otro seccionador. Para sacar el interruptor 10 manteniendo el servicio se procede así: 1. Cerrar el seccionador de by-pass de línea 14 2. Abrir el interruptor 10 3. Abrir los seccionadores 9 y 11 Para restablecer el servicio a través del interruptor 10: 1. Cerrar los seccionadores 9 y 11 2. Cerrar el interruptor 10 3. Abrir el seccionador de by-pass de línea 14

2.8. BARRAJE SIMPLE CON TRANSFERENCIA.

Esta configuración mostrada en la figura 2.5, consiste en un barraje simple al cual se anexa una barra auxiliar y un interruptor de conexión de barras, se conserva en esta forma el servicio del campo respectivo durante mantenimiento o falla en un interruptor y brindando además la correspondiente protección, lo cual demuestra la buena confiabilidad y flexibilidad que esta configuración presenta.

Figura 2.5 Barraje simple con transferencia.

Esta es una disposición muy práctica para subestaciones con muchos interruptores y que requieren de constante mantenimiento. Su desventaja radica en el aumento de los costos debido a la mayor cantidad equipo, por la misma razón su operación se hace un poco más difícil. Por otra parte una falla en el barraje principal saca de servicio toda la subestación. Secuencia de operación: Referenciándose en la figura 2.5 y suponiendo inicialmente 1, 2, 3, 5, 6, 7 cerrados; 4, 9, 10, 11, 12, y por supuesto 8 abiertos. Si es necesario sacar de servicio una línea, la secuencia de operación es la misma que para el barraje simple. Si se realiza mantenimiento en el interruptor 6 sin sacar la línea la secuencia es: 1. Energizar el barraje de transferencia cerrando los seccionadores 10 y 12 y eL

interruptor 11 respectivamente. 2. Cerrar el seccionador 9 3. Abrir el interruptor 6 4. Abrir los seccionadores 5 y 7

Nota: La línea queda protegida por el interruptor 11. Para restablecer el servicio del interruptor: 1. Cerrar los seccionadores 5 y 7 2. Cerrar el interruptor 6. 3. Abrir el seccionador 9 4. Abrir el interruptor de transferencia 11 5. Abrir los seccionadores 10 y 12

2.9. BARRAJE DOBLE.

Esta configuración considera las dos barras como principales, es muy usada en subestaciones que manejan gran potencia, donde es importante garantizar continuidad de servicio. Ver figura 2.6. Se adapta muy bien a sistemas enmallados donde se requiere alta flexibilidad. Este sistema permite agrupar las salidas en uno de los barrajes para efectuar mantenimiento en el otro, sin suspender el servicio y por ello se usa en áreas de alta contaminación ambiental. Para el mantenimiento de interruptores es necesario suspender el servicio de la respectiva salida. Por lo general a esta configuración no se le explota su flexibilidad pues se usa una de las barras como simple barra de reserva y/o de transferencia, no compensándose así la alta inversión.

En su diseño es necesario considerar que las dos barras deben tener la capacidad total de la subestación, lo mismo que el interruptor de acople, el cual hace parte de los barrajes. En el montaje de un esquema de doble barraje, puede hacerse un arreglo distinto en la distribución de los circuitos, a fin de lograr un mejor aprovechamiento del terreno, sin que esto altere el comportamiento normal de la configuración; tal es el caso del doble barraje en U, figura 2.7, donde uno de los barrajes adopta una forma curva enfrentando un circuito con otro, y no extendido como en la forma convencional.

Figura 2.6 Barraje doble

Figura 2.7 Barraje doble en U.

Secuencia de operación: Referenciándose en la figura 2.6 y suponiendo todos los elementos abiertos: Para energizar B1 se requiere: • Cerrar 10 y 12 • Cerrar 11 Para energizar la línea 1 se requiere: • Abrir 1 • Cerrar 2 y 5 • Cerrar 3 Para hacer mantenimiento a B1 se procede: • Cerrar 6 y 8 • Cerrar 7 • Cerrar 4 • Abrir 5. Si se quiere hacer mantenimiento al interruptor 3, se tiene que sacar de servicio la línea 1.

2.10. BARRAJE DOBLE CON BY-PASS. Consiste en un barraje doble, adicionando un seccionador de by-pass a cada una las salidas y otro seccionador para cada interruptor. Ver figura 2.8. Reúne, pero no simultáneamente, las características de las configuraciones barraje simple con transferencia y barraje doble. Cuando se tienen circuitos conectados a una y otra barra no es posible hacer mantenimiento a interruptores sin suspender el servicio, pues para ello se necesitaría que una de las barras estuviera completamente libre para usarla como barra de transferencia, no presentándose as! conjuntamente las propiedades de flexibilidad y confiabilidad. Esta configuración es la que requiere mayor número de equipo por campo, presenta así mismo posibilidad de operación incorrecta durante las maniobras. En esta configuración, como en doble barraje, comúnmente se usa una de las barras como simple barra de reserva y/o de transferencia.

Figura 2.8 Barraje doble con by-pass.

El material adicional necesario para equivale aproximadamente al que se requeriría para agregar al doble barraje una barra de transferencia, la cual tiene mejor utilidad. Secuencia de operación: De acuerdo con la figura 2.8 y suponiendo 1, 2, 3, 5, 7, 12 y 13 cerrados y 4, 6, 8, 9, 10, 11 y 14 abiertos. Para mantenimiento en 2 se hace lo siguiente: • Cerrar 9 y 10 • Cerrar 11 • Cerrar 6 y 4 • Abrir 5 • Abrir 2 • Abrir 1 y 3 Observar que el interruptor 11 queda como protección reemplazando al interruptor 2. Para entrar de nuevo a servicio el interruptor 2 : • Cerrar 1 y 3 • Cerrar 2 • Abrir 4 • Cerrar 5 • Abrir 11, • Abrir 6, 9 y 10

Para desenergizar el barraje 1 y pasar la carga al barraje 2:

• Cerrar 6 y 8 • Abrir 5 y 7

También pueden trabajar los dos barrajes al tiempo.

2.11. BARRAJE DOBLE CON SECCIONADOR DE TRANSFERENCIA. Esta configuración mostrada en la figura 2.9 es una variante de la configuración anterior, pero utilizando un seccionador menos. Para lograr esta configuración en forma práctica se requiere la utilización de seccionadores del tipo pantógrafo o semipantógrafo (en donde la conexión o desconexión se efectúa verticalmente) en por lo menos una de las conexiones a las barras. Tiene las mismas características del barraje doble con by-pass.

Figura 2.9 Barraje doble con seccionador de transferencia

Secuencia de operación: De acuerdo con la figura 2.9, se tiene que todos los interruptores 2 y 8 están cerrados y los seccionadores 1, 4 y 9, 6 también están cerrados. El acople de barras está abierto, por lo cual el barraje 2 está frío. Es necesario sacar al interruptor 2 por mantenimiento. La secuencia de operación es la siguiente: 1. Cerrar el seccionador de transferencia 3 2. Energizar el barraje 2. Cerrar el interruptor 12, y los seccionadores 11 y 13 3. Cerrar el seccionador 7 y abrir el seccionador 6. 4. Abrir el interruptor 2 y los seccionadores 1, 4 y 5.

2.12. BARRAJE DOBLE CON TRANSFERENCIA.

Esta configuración mostrada en la figura 2.10, consta de dos barras principales y una de transferencia, equivalente a conjugar la barra simple con transferencia y el doble barraje, lo cual aumenta la confiabilidad y flexibilidad del sistema.

Figura 2.10 Barraje doble con transferencia.

Normalmente se usan dos interruptores para las funciones de acople y transferencia respectivamente, pudiéndose así efectuar en forma simultánea ambas operaciones. Es una configuración muy usada en subestaciones con voltajes de operación muy elevados. Esta configuración implica un requerimiento de espacio considerable ya que las salidas no se pueden alinear en un mismo eje. Para su diseño se deben tener en cuenta las estipulaciones del barraje simple con transferencia y del barraje doble. Secuencia de operación: Haciendo seguimiento a la figura 2.10 y suponiendo todos los elementos inicialmente abiertos, energizar la salida de la línea A empleando el barraje 2: • Cerrar 9 y 7 • Cerrar 8 • Cerrar 5 y 2 • Cerrar 3

Si se va efectuar mantenimiento en el barraje 2: • Cerrar 4 y 6 • Abrir 5 y 7 Para hacer mantenimiento en el interruptor 3, siguiendo en mantenimiento el barraje 2, se requiere pasar la carga a la barra de transferencia, entonces: • Cerrar 10 y 13 • Cerrar 12 • Cerrar 1 • Abrir 3 • Abrir 2 y 5 Para retornar el servicio por el interruptor 3: • Cerrar 5 y 2 • Cerrar 3 • Abrir 12 • Abrir 10, 13 y 1

2.13. JUEGO DE BARRAS TRIPLE.

Tal como se aprecia en la figura 2.11, consiste de tres barras principales unidas mediante seccionadores de modo similar al del barraje doble, utilizando tres seccionadores por salida.

Figura 2.11 Barraje triple

Es un esquema muy utilizado en lugares donde el nivel de cortocircuito es alto, las tres barras permiten disminuir la magnitud de la corriente sin tener que cambiar los interruptores por otros de mayor capacidad de corto. Ofrece las mismas ventajas de continuidad de servicio que el doble barraje, teniendo que desconectar la salida correspondiente al interruptor al que se requiere dar mantenimiento, pero a la vez ofrece mayor confiabilidad en lo que a falla en las barras se refiere, debido al barraje adicional. Su costo se incrementa respecto al anterior por los seccionadores y el barraje adicional.

Secuencia de operación: De acuerdo a la figura 2.11 y suponiendo que inicialmente se hallan 1, 2, 3, 6 y 9 cerrados y 4, 5, 7, 8, 10, 11, 12, 13 y 14 abiertos. Para efectuar mantenimiento en el barraje 1, con el barraje 2 energizado:

• Cerrar 4 y 7 • Abrir 3 y 6 Otra posibilidad estando energizado el barraje 3 es:

• Cerrar 5 y 8 • Abrir 3 y 6

Si quiere alimentar dos circuitos del mismo transformador se conectan los barrajes a través de 10, 11, 12, 13 y 14, según el caso para que quede con la protección del interruptor 14. Para realizar mantenimiento en un interruptor de entrada y salida necesariamente hay que suspender el servicio de esa línea.

2.14. BARRAJE EN ANILLO.

Este esquema representado en la figura 2.12, es similar a uno sencillo unido por sus extremos e introduciendo un seccionador de barras entre cada salida; presenta ventajas con respecto al sencillo ya que un circuito puede ser alimentado por dos lados diferentes, con lo cual se mejora la continuidad en el servicio, resultando una configuración segura y confiable. Una de sus desventajas es que presenta un mayor número de seccionadores, aumentando costos de instalación y trabajo de mantenimiento, también presenta inconvenientes para futuras expansiones. En caso de falla en las barras se disparan todos los interruptores, sacando de servicio el sistema momentáneamente mientras se aísla la sección de barra afectada, lo que hace que sea una configuración poco flexible.

Figura 2.12 Barraje en anillo.

Para efectos de distribución de corrientes deben alternarse los circuitos de carga con las alimentaciones.

Secuencia de operación: Con referencia en la figura 2.12 y suponiendo cerrados 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, y abiertos 14, 15, 16. Para mantenimiento en el interruptor 2, se deben sacar de servicio de la línea A: • Abrir 2 • Abrir 1 y 3 Si además se requiere sacar la parte del barraje que corresponde a la línea A, entonces después del paso anterior: • Abrir 4 y 5 Para dar servicio nuevamente por la línea A: • Cerrar 4, 5, 1 y 3 • Cerrar 2

2.15. BARRAJE EN MALLA. Su configuración mostrada en la figura 2.13, es aparentemente similar al esquema anterior; básicamente consiste en formar una malla en los barrajes, separando cada salida por un interruptor y dos seccionadores de modo que se requiere un interruptor por cada salida. Por la disposición física de los aparatos, para sacar una línea de servicio se tiene que abrir dos interruptores, perdiéndose la continuidad de la malla y el propósito del sistema, por ello se instala un seccionador en cada salida, para aislar la línea y volver a la condición de enmallado. La salida de dos interruptores hace más dispendiosa la conexión de las protecciones ya que un interruptor sirve a dos líneas al tiempo. Con esta configuración se puede hacer mantenimiento en cualquier interruptor sin perder la continuidad del servicio en las salidas, aunque en ese periodo no se tienen las mejores garantías.

Figura 2.13 Barraje en malla Secuencia de operación:

Según lo indicado en la figura 2.13 y suponiendo inicialmente energizados todos los circuitos y cerrados todos los interruptores y seccionadores del 1 al 16. Si desea sacar la línea A: • Abrir 3 y 7 • Abrir 4 y 8 • Abrir 1 • Cerrar 4 y 8 • Cerrar 3 y 7 Para mantenimiento en el interruptor 7: • Abrir 7 • Abrir 8 y 6

2.16. INTERRUPTOR Y MEDIO. Su nombre se debe a que por cada dos salidas se emplean tres interruptores, correspondiendo a cada una, un interruptor y medio, ver figura 2.14.

Figura 2.14 Interruptor y medio

Esta configuración presenta gran confiabilidad y seguridad en su operación, es apropiada para subestaciones de gran importancia; presenta las ventajas del sistema en anillo y el de barraje doble. Este montaje permite efectuar labores de mantenimiento en cualquier interruptor sin tener que sacar de servicio algún circuito, también facilita cualquier tipo de ampliación. Por el mayor número de interruptores, el sistema de control y protección se hace más complicado; los costos también son más elevados. En condiciones normales todos los interruptores están cerrados, en caso de falla en un barraje la protección diferencial desconecta todos los interruptores conectados a ese barraje, sin dejar fuera de servicio ninguna línea ni el transformador.

Secuencia de operación: De acuerdo con la figura 2.14 y suponiendo que se va a dar servicio a las líneas A, B y C, con el barraje 1 ya energizado mediante 10, 11 y 12:

• Cerrar 1 y 3 • Cerrar 2 • Cerrar 4 y 6

• Cerrar 5 • Cerrar 13 y 15 • Cerrar 14

Si en las anteriores condiciones se requiere sacar el barraje 1 o hacer mantenimiento en el interruptor 2 entonces:

• Cerrar 16 y 18 • Cerrar 7 y 9 • Cerrar 17 • Cerrar 8 • Abrir 2 y 11 • Abrir 1, 3, 10 y 12

Si a partir de las condiciones iniciales se quiere hacer mantenimiento en el interruptor 5:

• Cerrar 16 y 18 • Cerrar 17 • Cerrar 7 y 9 • Cerrar 8 • Abrir 5 • Abrir 4 y 6

2.17. DOBLE INTERRUPTOR

Este es el esquema más confiable y seguro de todos, supera incluso algunas pequeñas dificultades del interruptor y medio, pero todo a cambio de su mayor costo. La falla en un interruptor o en un barraje no afecta el funcionamiento de los circuitos asociados ya que se realiza la transferencia automática hacia el barraje sano. Su esquema se presenta en la figura 2.15. Todas las configuraciones permiten algunas variantes entre las cuales se pueden mencionar la partición de una de las barras mediante interruptor o seccionador, la utilización de interruptores de acople en una o ambas mitades de la barra seccionada, etc., pero esto hace la subestación más costosa y más complicada en su operación.

Figura 2.15 Doble interruptor

Secuencia de operación: Referenciándose en la figura 2.15 y para energizar la línea A, suponiendo cerrados 17, 18 y 19 y los demás abiertos: Abrir el seccionador 1, cerrar los seccionadores 2, 3 y 5 Cerrar el interruptor 4. Para desenergizar la línea A: • Abrir 4 • Abrir 3, 5 y 2 • Cerrar 1. De igual forma se puede energizar mediante el barraje 2. Si se requiere dar mantenimiento a un interruptor, sencillamente se toma alimentación del otro barraje, igual sucede cuando se tiene que desenergizar un barraje.

3. DISPOSICIÓN FÍSICA DE LA SUBESTACIÓN

El arreglo o disposición física (Layout) de una subestación debe satisfacer diversos requerimientos. Se parte del diagrama unifilar y del dimensionamiento de los elementos, con el propósito de darles un ordenamiento lógico y racional en los campos y bahías de la subestación, previendo futuras ampliaciones de la misma. Se encuentran modelos sugeridos por los fabricantes para cada tipo de subestación, pero estos modelos difieren de fabricante a fabricante. En forma similar los ingenieros consultores y proyectistas tienen sus propios criterios sobre el tema. Lo anterior indica la no existencia de arreglos normalizados, es importante que quien realice el diseño de una subestación, conozca ciertos criterios básicos que afianzará en el futuro con su experiencia. Los parámetros técnicos están definidos básicamente por aspectos de aislamiento, funcionalidad y seguridad.

3.1. DISTANCIAS ELÉCTRICAS MÍNIMAS

La adecuada selección de distancias entre los diferentes elementos y componentes está determinada por los niveles de tensión y de aislamiento, así como por las exigencias particulares de operación, mantenimiento y seguridad.

Tales distancias conjuntamente con las potencias (capacidad) de trabajo de los equipos y su tipo de construcción determinan el tamaño de la instalación. En el dimensionamiento de una subestación las distancias críticas se determinan así: Para niveles de tensión nominales iguales y menores a 300 kV se definen de acuerdo al nivel de aislamiento al impulso básico, es decir, la distancia crítica mínima debe tener una resistencia o rigidez dieléctrica al menos igual al BIL (Basic Impulse Insulation Level). Para sistemas de tensiones superiores a 300 kV, la determinación de las distancias entre fases y de fase a tierra, debe basarse no sólo en los niveles de BIL sino también en las sobretensiones por maniobra que pueden resultar en la instalación particular SIL (Switching Impulse Insulation Level). El dimensionamiento final de la subestación se logra de forma sencilla, verificando siempre que los espaciamientos entre fases y de puntos vivos a tierra estén por encima de las distancias críticas.

Las tablas 3.1, 3.2 y 3.3 muestran distancias críticas entre fases como fase a tierra de acuerdo a diferentes normas. Para niveles de tensión menores a 300 kV se toma generalmente el BIL entre fases igual al BIL fase a tierra (IEC 71).

3.2. ALTURAS MÍNIMAS

Partiendo de las distancias eléctricas mínimas y la seguridad que debe suministrarse para las personas que estén en la subestación, se determina la altura del suelo al punto más bajo con tensión, denominado “Altura a punto caliente”. Para el punto caliente se toma la altura promedio de una persona con sus brazos estirados verticalmente y se adiciona la distancia eléctrica correspondiente al nivel de tensión. Figuras 3.1 y 3.2

La tabla 3.4 muestra alturas de punto caliente típicas.

Figura 3.1 Distancia promedio de una persona

Figura 3.2 Distancia a punto caliente

3.3. DISTANCIAS HORIZONTALES De forma similar a la altura, se determina la separación mínima, ésta tiene en cuenta el espacio ocupado por una persona con los brazos abiertos, más la distancia eléctrica. Estos valores influyen en la posición entre uno y otro equipo

3.4. SEPARACIÓN ENTRE FASES DEL BARRAJE

Con base en las distancias anteriores se define la separación entre las fases del barraje y de estas a tierra. La tabla 3.5 muestra valores típicos para espaciamientos del barraje.

3.5. ALTURA DE LOS BARRAJES Y LLEGADAS DE LINEA

La tabla 3.6 muestra valores típicos de alturas de los barrajes y de las llegadas de líneas a la subestación.

3.6. TAMAÑO DE LOS PÓRTICOS

El alto y ancho de los pórticos tanto de línea como de barraje, están indicados en la tabla 3.7. El dimensionamiento de las estructuras depende del peso que soportan y de las

tensiones de los vanos, típicamente son de 0,6 m × 0,6 m para 115 kV y 230 kV, y de 0,2

m × 0,2 m para 13.2 kV y 34.5 kV.

3.7. SEPARACIÓN ENTRE EQUIPOS Las distancias entre los diferentes equipos se determinan básicamente por las siguientes condiciones:

Dimensionamiento de los equipos (Tablas 3.8 a 3.18) Previsiones para mantenimiento Zonas de circulación para personal y equipos. Valores típicos se indican en la tabla 3.19. Cuando se requiere zona vehicular se debe disponer de unos 7 m.

3.8. DISPOSICIONES HORIZONTAL Y VERTICAL

Los transformadores e interruptores se ubican sobre el piso de la subestación por su tamaño y la facilidad de acceso requerida, los equipos restantes (seccionador, pararrayos, trampa de onda, etc.) pueden también ubicarse sobre el terreno o pueden instalarse en las estructuras. Este último caso corresponde a la disposición vertical.

Para 115 kV y 230 kV generalmente se utiliza disposición horizontal y para 13.2 kV y 34.5 kV la vertical, esto es debido al tamaño de los equipos para cada nivel de tensión.

3.9. DISPOSICIÓN SEGÚN EL ESQUEMA DE LA SUBESTACIÓN

Las figuras 3.3 a 3.10 muestran disposiciones empleadas para los diferentes esquemas mencionados en el capítulo anterior, éstos como se indicó anteriormente son modelos típicos sin estar basados en una normalización y seguramente variarán en muchos diseños particulares.

TABLA 3.1 DISTANCIAS ELÉCTRICAS MÍNIMAS (Norma IEC 71)

TABLA 3.2 DISTANCIAS ELÉCTRICAS MÍNIMAS (Norma BS-126-7

TABLA 3.3 DISTANCIAS MÍNIMAS UTILIZADAS EN C.V.C.

TABLA 3.4 ALTURAS DE PUNTO CALIENTE [m]

TABLA 3.5 DISTANCIAS HORIZONTALES DEL BARRAJE

TABLA 3.6 ALTURA DEL BARRAJE Y LÍNEAS

TABLA 3.7 TAMAÑO DE PÓRTICOS.

TABLA 3.8 DIMENSIONES CRÍTICAS DE INTERRUPTORES 115 kV - 230 kV



TABLA 3.9 DIMENSIONES CRITICAS DE INTERRUPTORES 34.5 kV- 13.2 kV

TABLA 3.10 DIMENSIONES TIPICAS DE SECCIONADORES 115 –230 kV APERTURA CENTRAL

TABLA 3.11 DIMENSIONES TIPICAS DE SECCIONADORES 13.2 kV, 34. 5 kV

TABLA 3.11 DIMENSIONES TIPICAS DE SECCIONADORES 13.2 kV, 34. 5 kV

TABLA 3.11 DIMENSIONES TIPICAS DE SECCIONADORES

TABLA 3.12 DIMENSIONES TÍPICAS DE TRANSFORMADORES DE TENSIÓN 115 - 220 kV

TABLA 3.13 DIMENSIONES TÍPICAS DE TRANSFORMADORES DE TENSIÓN 13.2 - 34.5 kV

TABLA 3.14 DIMENSIONES TÍPICAS DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 115 kV - 220 kV

TABLA 3.14 DIMENSIONES TÍPICAS DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 115 kV - 220 kV

TABLA 3.14 DIMENSIONES TÍPICAS DE TRANSFORMADORES DE

TABLA 3.15 DIMENSIONES TÍPICAS DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 13.2 - 34.5 kV

TABLA 3.16 DIMENSIONES TÍPICAS DE PARARRAYOS 115 – 220 kV

TABLA 3.17 DIMENSIONES TÍPICAS DE PARARRAYOS 30 – 12 kV

TABLA 3.18 DIMENSIONES TÍPICAS DE TRAMPAS DE ONDA



TABLA 3.19 DISTANCIAS DE SEPARACIÓN ENTRE EQUIPOS

DISPOSICIÓN DE EQUIPOS EN PATIO

DISPOSICIÓN DE EQUIPOS EN PATIO 115 kV, 230 kV

Barraje sencillo (vista en planta)

Bahía de línea barraje sencillo (Vista corte 1-1)

Bahía de transformador barraje sencillo (Vista corte 2-2)

Barraje doble (vista en planta)

Bahía de transformador

Barraje doble (vista corte 1-1)

Bahía de línea


Bahía de acople de barras


Interruptor y medio

Vista de planta

DISPOSICIÓN DE EQUIPOS EN PATIO 13.2 kV, 34.5 kV

Barraje sencillo

1. Aisladores 2. Pararrayos 3. Seccionadores 4. Interruptor 5. Barraje

6. Aislador de soporte del barraje 7. Pórticos 8. Bayoneta 9. Transformador de potencial


Barraje sencillo

1. Aisladores 2. Pararrayos 3. Seccionadores 4. Interruptor 5. Barraje

6. Aislador de soporte del barraje 7. Pórticos 8. Bayoneta 9. Transformador de potencial


6. Aislador de soporte del barraje

9. Transformador de potencial



1)

Bahía de línea y bahía de transformador barraje sencillo (Vista corte 2-2)



Llegadas de línea barraje sencillo (Vista corte 3-3)

Llegadas de línea barraje sencillo (Vista corte 3-3)

3)

4. EL TRANSFORMADOR

4.1. TRANSFORMADOR DE POTENCIA El transformador de potencia, es generalmente el elemento de mayor costo dentro de una subestación y constituye el corazón de la misma. Considerando que en un curso anterior se estudió en detalle el transformador, en estas notas se estudiará sólo desde el punto de vista de su ubicación física, los accesorios de protección y control que van conectados con otros elementos de la subestación, y los requerimientos para conexión en paralelo de varias unidades.

Transformador de potencia

Conexión en paralelo Se efectúa la conexión de transformadores en paralelo, con el fin de aumentar la potencia disponible para alimentar la carga. Tanto los transformadores trifásicos como los monofásicos pueden conectarse en paralelo, bajo condiciones similares. Los transformadores se conectan en paralelo uniendo sus primarios solamente, los secundarios solamente o los primarios y secundarios respectivamente, lo cual es el caso más común. Grupo de conexión El grupo de conexión de un transformador trifásico está definido por EL INDICE HORARIO, el cual es un número que indica los grados en que el devanado secundario atrasa al devanado primario de una misma fase. Se toma siempre como un número múltiplo de 30

grados y se coloca en seguida de las letras que indica el tipo de conexión del transformador. El índice horario se determina en el sentido contrario a las manecillas del reloj. Condiciones para la puesta en paralelo de transformadores Las siguientes son las condiciones fundamentales para conectar en paralelo los transformadores: a) Igual frecuencia en las redes a acoplar. b) Igual sentido de rotación. c) Igual relación de transformación en vacío. d) Iguales tensiones porcentuales de cortocircuito. e) Relación de potencias no mayor de 1 a 3. f) Iguales desfases secundarios respecto al primario. a) Igual frecuencia en las redes a acoplar

La frecuencia debe ser exactamente igual en todos los transformadores conectados en paralelo, ya que de lo contrario haber diferencia de tensión fasorial.

b) Igual sentido de rotación

Si el sentido de rotación es diferente, se produce un desfasamiento entre primario y secundario que impediría el acoplamiento en paralelo.

c) Iguales relaciones de transformación en vacío.

La relación de transformación debe ser la misma, ya que en caso contrario por los transformadores circularía una corriente de compensación desde los puntos de mayor potencial a los de menor potencial, con las consiguientes pérdidas por efecto Joule y la reducción del rendimiento conjunto. Como dato práctico se puede admitir una diferencia en la relación de transformación, máximo de 5%.

d) Iguales tensiones porcentuales de cortocircuito

Esta condición debe satisfacerse para que los transformadores acoplados en paralelo se carguen en igual proporción a sus potencias nominales, es decir que sus índices de carga sean iguales hasta donde sea posible (K1 = K2). El índice de carga K se define como:

=

(4.1)

Para lograr ésto los transformadores deben tener además iguales relaciones de transformación en vacío e iguales tensiones porcentuales de cortocircuito.

Figura 4.1 Transformadores sin carga conectados en paralelo

Con el fin de justificar las afirmaciones anteriores, se tomarán dostransformadores con iguales relaciones de cortocircuito en vacío con referencia a la figura 4.1, se tiene que:

∗ = ∗ (4.2) Afectando ambos miembros por los valores nominales de corriente y ensión de línea:

∗∗

= ∗∗

(4.3)

Como: =

∗

∗ 100 = (4.4)

Donde: Ucc: Tensión porcentual de cortocircuito La ecuación de arriba puede expresarse como:

∗ = ∗ (4.5)

=

(4.6)

De la última expresión se concluye que:

• Para que los índices de carga sean iguales, también lo deben ser las tensiones porcentuales de corto.

• El transformador con menor Ucc se cargará más.

Se considera que el funcionamiento en paralelo de transformadores se realiza en condiciones satisfactorias cuando las Ucc no difieran en más del 10%. Relación de potencia no mayor de 1 : 3 Con el objeto de que cada transformador tome una carga proporcional a su propia potencia, la relación de éstas no debe pasar de 1 a 3, esto se debe a que el valor de Ucc depende del tipo de construcción y de la potencia nominal. Iguales desfases secundarios respecto al primario Los transformadores que vayan acoplarse en paralelo requieren que los desfases secundarios respecto al primario sean exactamente los mismos para evitar diferencias de potencial de un mismo punto. Esta condición se satisface siempre que los transformadores tengan el mismo índice de conexión.

Figura 4.2 Conexión entre transformadores de índices 0 y 8 (clase I) Por ejemplo, un transformador Dd0 puede conectarse con un Yy0, pero un Yy0 no puede conectarse con Yy6, ya que en los secundarios se presentaría una tensión igual al doble de la tensión nominal.

Figura 4.3 Conexión entre transformadores de índices 1 y 7 También existen posibilidades de trabajo en paralelo de transformadores con distinto índice horario. Para enumerar estos casos, se clasifican primero los índices horarios en cuatro clases: Clase I : Índices números 0, 4 y 8 Clase II : Índices números 6, 10 y 2 Clase III : Índices números 1 y 5 Clase IV : Índices números 7, y 11

La operación en paralelo de dos transformadores que pertenecen a la misma clase, es siempre posible, desde el punto de vista de desfases secundarios respecto al primario. Si los transformadores tienen distinto índice horario, siempre que esa diferencia sea 4 u 8, es decir un ángulo de 120º o 240°, en un lado se conectan los terminales iguales y en el otro lado se conectan en rotación cíclica. Figura 4.2 Un transformador de la clase III puede ponerse en paralelo con un transformador de la clase IV, invirtiendo la secuencia de fases de un transformador con respecto al otro. Igual sucede entre las clases I y II. Figura 4.3 La operación en paralelo de transformadores que pertenecen a clases distintas a las mencionadas, no es posible.

4.2. ACCESORIOS DE PROTECCIÓN Y CONTROL Medidor de temperatura de los devanados Estos dispositivos reflejan la temperatura de los devanados en un proceso llamado comúnmente imagen térmica. Internamente en uno de los devanados, se inserta un transformador de corriente tipo ventana, con una razón de transformación In/5. Cuando el transformador es cargado, la corriente del secundario del TC es llevada a una resistencia calefactora, la cual adquiere una temperatura dependiente de la corriente. Esta temperatura es indicada en un termómetro cuyo bulbo sensible se encuentra fijo en la resistencia calefactora. Asociados a este medidor, generalmente se tienen contactos normalmente abiertos con ajustes variables. Medidor de temperatura en el aceite Su principio de aplicación es muy similar al anterior salvo que en este caso, el bulbo sensible del termómetro esta inmerso directamente en el aceite del tanque. Por lo tanto su operación, es determinada únicamente por el incremento en la temperatura del aceite. Figura 4.5

Figura 4.5 Indicador de temperatura en aceite

Medidor de nivel de aceite Normalmente esta montado sobre una de las paredes laterales del conservador, y consiste en un tubo de vidrio que por vasos comunicantes muestra el nivel de aceite en el interior. Es un indicador tipo directo. Los indicadores magnéticos consisten de un flotador dentro del tanque, con una aguja indicadora y un acoplamiento magnético entre los dos. El medidor puede estar equipado con contactos para producir alarma o disparo cuando el nivel del aceite sea muy bajo. Protección contra fallas internas Para detectar fallas internas en un transformador tales como cortocircuito entre espiras, entre devanados, uniones defectuosas, arco entre partes que transportan corriente, arco entre partes energizadas y el núcleo o la cuba etc., se emplea el relé Buchholz en transformadores aislados y refrigerados con líquidos y que estén equipados con tanque conservador. El relé Buchholz se coloca en la tubería que conecta el tanque principal con el conservador y opera con base en los gases producidos cuando se presentan fallas. Este relé generalmente dispone de una cámara en cuyo interior se encuentran dos flotadores uno superior y otro inferior. El superior opera cuando se presenta una falla leve y produce señales de alarma. El flotador inferior actúa solamente cuando se presenta una falla severa y genera señales de disparo. Figura 4.7

a) Construcción interna

b) Diagrama simplificado c) Construcción externa Figura 4.7 Relé Buchholz

Protección contra sobrepresiones internas

Aunque las sobrepresiones internas de un transformador son protegidas por un Relé Buchholz, es conveniente disponer de un dispositivo de funcionamiento netamente mecánico. Existen dos formas de protección contra este tipo de fallas: Un tubo de explosión conectado a la parte superior del tanque cerrado en su extremo superior por un diafragma. Cuando se presenta una sobrepresión, el diafragma se rompe y el aceite es forzado a salir a través del tubo. El relé o válvula de sobrepresión, cuyo principio de funcionamiento es simular al del tubo de explosión, con la diferencia que se cierra cuando la sobrepresión desaparece.

Respiraderos El aceite de la cuba se dilata o contrae de acuerdo a los cambios de temperatura que se presentan. Ya que las variaciones en el volumen del aceite son suplidas por el tanque conservador, consecuentemente para compensar presiones, el tanque tiende a respirar, es decir a inhalar o expeler gases al medio ambiente. En el proceso de succión, cuando el nivel se baja, es muy factible introducir humedad en el transformador. Para evitar esta indeseable consecuencia, se dispone de un filtro con silicagel. La silicagel es un compuesto mineral que tiene la propiedad de absorber humedad. Cuando está completamente seca tiene una pigmentación azul y se va volviendo rosada a medida que se va saturando de agua. Gabinete de control El gabinete de control es un armario construido generalmente en chapa de acero, ubicado en uno de los lados de la cuba del transformador. La función de este gabinete es reunir todos los contactos provenientes de: • Accesorios de medición y protección. • Transformadores de corriente ubicados en los bujes. • Cambiador de taps. • Equipo de ventiladores. • Fuentes de alimentación auxiliares para ser usadas en el sitio. Además en este gabinete se ubican todos los suiches para efectuar el mando manual de algunos equipos que acompañan al transformador, como ventiladores.

Los accesorios de medición y protección propios del transformador, son generalmente instalados por el fabricante y se encuentran dispersos por toda la cuba de este, sin embargo todos sus contactos están disponibles en las regletas del gabinete de control, gracias al cableado efectuado en el sitio de fabricación. En el momento de entregar el transformador para su instalación, el fabricante suministra su diagrama de cableado el cual contiene la nomenclatura y las especificaciones de los contactos que poseen los equipos auxiliares. 4.1.1. Características nominales

Se presentará a continuación algunos de los más importantes valores nominales de un transformador, los cuales deben de ser especificados al efectuarse el pedido y deben de tenerse en cuenta para el diseño de la subestación.

Potencia nominal (Pn)

Es el valor convencional de la potencia aparente en (kVA o MVA), destinado a servir de base para el diseño del transformador, la garantía del fabricante y los ensayos que determina un valor bien definido de la corriente nominal admisible cuando la tensión nominal es aplicada, bajo las condiciones especificadas en las normas IEC 76, sobre ensayos a transformadores de potencia. Los devanados de un transformador de dos devanados tienen la misma potencia nominal, la cual es por definición la potencia nominal del transformador. En el caso de transformadores con más de dos devanados, debe establecerse la potencia nominal en cada uno de ellos. La media aritmética de los valores de la potencia nominal de los devanados indica aproximadamente las dimensiones de un transformador con más de dos devanados, cuando se le compara con uno de dos. Con tensión nominal constante aplicada a los terminales de uno de los devanados, la potencia aparente que puede realmente ser suministrada por el otro o uno de los otros devanados funcionando con carga nominal difiere en la potencia nominal del primer devanado por una cantidad que depende de la correspondiente caída (o elevación) de tensión. Esta potencia es igual al producto de la tensión real entre los terminales del mencionado devanado con carga por la corriente nominal correspondiente a este devanado y por el factor de desfase apropiado.

Tensión nominal de un devanado

La especificada para aplicarse, o desarrollarse en funcionamiento sin carga, entre los terminales de línea de un transformador polifásico, o entre los terminales de un devanado de un transformador monofásico.

Las tensiones nominales de todos los devanados aparecen simultáneamente en funcionamiento sin carga, cuando la tensión aplicada a uno de ellos tiene su valor nominal.

Tensión primaria nominal (Un1)

La aplicable, bajo condiciones de régimen nominal (condiciones normales de operación), a la totalidad del devanado primario, sino tiene derivaciones, o en la derivación principal, si las tiene

Tensión Secundaria Nominal (Un2)

La desarrollada en la totalidad del devanado secundario, si no tiene derivaciones, o en la derivación principal, si las tiene, cuando el transformador funciona sin carga y se aplican la tensión y la frecuencia nominales en el devanado primario.

Relación de Transformación Nominal (a)

La existente entre las tensiones nominales de dos devanados. Este valor puede expresarse por la relación entre el valor de la tensión aplicada a un devanado, menor o igual a la tensión nominal o al valor de la tensión desarrollada en el otro devanado.

Corriente Nominal (In)

La que fluye a través del terminal de línea de un devanado, obtenido al dividir la potencia nominal del devanado por el producto de su tensión nominal y un factor de fase apropiado ( para transformadores trifásicos).

Corriente Nominal Secundaria (In2)

Corriente de línea que se obtiene de dividir la potencia nominal por la tensión nominal secundaria y en el caso de transformadores polifásicos, por el factor de desfase apropiado.

Corriente Nominal Primaria (In1)

Corriente calculada a partir de la corriente secundaria y relación de transformación nominales.

Tensión Nominal de Cortocircuito o Tensión de Impedancia (Uzn)

De transformadores con más de dos devanados, relativa a un cierto par de devanados: Tensión a la frecuencia nominal que se debe aplicar entre los terminales de línea de uno de los devanados, mono o polifásico, del par considerado para hacer circular la corriente nominal a través del devanado de

potencia nominal más bajo, estando los terminales del otro devanado del mismo par en cortocircuito y los devanados restantes en circuito abierto.

Con el objeto de simplificar ciertos cálculos puede ser conveniente referir las tensiones de cortocircuito de los diferentes pares en términos de la misma potencia. La tensión nominal de cortocircuito se expresa usualmente como un porcentaje de la tensión nominal del devanado al cual se le aplica la tensión. Símbolo del grupo de conexión

Notación convencional que indica la forma de conexión tanto del devanado de alta tensión como del devanado de baja tensión y el devanado de tensión intermedia (si lo hay) y su desplazamiento o desplazamientos de fase relativos, expresados por el índice o índices horarios.

Los símbolos para las conexiones de los devanados de transformadores trifásicos son los siguientes: - Triángulo : D,d - Estrella : Y,y - Zig Zag : Z,z Frecuencia nominal (Fn)

Aquella para la cual se diseña el transformador.

Refrigeración

Transformador de refrigeración natural (auto- refrigerado) (M): Transformador que se refrigera produciendo el movimiento del agente refrigerante únicamente por la diferencia de temperatura.

Transformador de refrigeración forzada (F): Transformador en el cual se acelera el movimiento del agente refrigerador por medio de sistemas externos al transformador.

Transformador con refrigeración de circuito abierto: Transformador en el cual hay cesión directa de calor al fluido refrigerante, que se renueva continuamente.

Transformador con refrigeración de circuito cerrado: Transformador en el cual se hace circular, en circuito cerrado, el agente refrigerante.

Aislamiento

Nivel de aislamiento: Conjunto de los valores de tensión, tanto de la frecuencia industrial como de los impulsos que caracterizan al aislamiento de cada uno de los

devanados y sus partes asociadas desde el punto de vista de su aptitud para soportar los esfuerzos dieléctricos.

El nivel de aislamiento se expresa generalmente por el valor tanto de la tensión aplicada a la frecuencia industrial como por el valor a la tensión de impulso de onda completa (Norma ICONTEC 836); para devanados no diseñados para ensayos de tensiones de impulso se expresa por el valor de la tensión aplicada a la frecuencia industrial únicamente.

4.1.2. Placa del transformador

La placa del transformador está de acuerdo con la norma ICONTEC 618. Suministra información sobre la correcta conexión y carga del transformador. La siguiente es una lista de la información de una placa típica, Ver figura 4.8

Figura 4.8 Placa de características

• Número de serie. Este número permite identificar el transformador cuando se requieran los servicios de la casa productora.

• Relación de transformación nominal.

• Frecuencia expresada en Hz.

• Clase de refrigeración

• Potencia nominal.

• Temperatura. Es el promedio de la elevación de la temperatura en los devanados sobre la temperatura ambiente.

• Referencia del manual de instrucciones.

• Galones de aceite y peso aproximado.

• Niveles de impulso expresados en KV.

• Impedancia. Es el porcentaje de impedancia determinado mediante prueba.

• Diagrama de conexión de los devanados.

• Tabla de conexiones. Esta tabla da el voltaje, la corriente y la conexión de cada posición del cambiador de taps.

• Notas y advertencias.

• Índice horario del transformador.

4.1.3. Cambiador de taps

El cambiador de TAPS en un transformador tiene el fin de mantener un nivel de voltaje constante en cuanto sea posible para cualquier variación de carga. Existen dos tipos de cambiadores de TAPS: operables en vacío o bajo carga. Los últimos obviamente son mucho más costosos y se emplean cuando la desconexión de un transformador perjudica el sistema eléctrico.

4.1.3.1. Cambiador de TAPS para operar en vacío Igual que los transformadores de distribución, los transformadores de potencia pueden ser provistos de TAPS para ajuste de la tensión al no estar en servicio el transformador (en vacío). Normalmente este ajuste es de 0 ± 5% con tres posiciones, ó ± 2.5% y ± 5% con cinco posiciones. Para los pequeños transformadores de potencia hasta 10 MVA, se coloca la manilla de operación sobre la tapa y para transformadores de mayor capacidad se coloca un volante de maniobra en uno de los costados cortos de la cuba. Se debe procurar que también el lado de baja tensión del transformador sea desconectado; antes que el cambiador de tomas sin carga sea movido, el transformador debe estar completamente sin excitación. Existen otras dos formas más simples de este tipo de cambiador:

• Platina de conmutación inferior

Consiste de efectuar los cambios de relación mediante el uso de platinas cuya posición varía sobre los devanados primario y/o secundario.

• Tomas de salida

Es el sistema más simple y se emplea cuando las tensiones son bajas entre los diferentes tomas de cada fase. Consiste en llevar cada uno de los voltajes a un terminal. La conexión se hace al terminal más conveniente.

4.1.3.2. Cambiador de TAPS para operar con carga

Estos cambiadores de tomas pueden variar la tensión con el transformador en servicio. Los cambiadores bajo carga son de mucha velocidad, equipados con resistencias limitadoras de corriente, y se accionan con motor de paso, operados manualmente o en forma completamente automática. Es posible una operación individual o se pueden operar diferentes transformadores en paralelo. Se requieren transformadores de potencial y corriente para alimentar el sistema que da los impulsos necesarios a las unidades de mando a motor.

Accionamientos

El funcionamiento del equipo de regulación puede efectuarse por:

• Un volante de maniobra

• Accionamiento manual a distancia, desde el gabinete local o desde el tablero de la casa de control.

• Accionamiento automático comandado desde un sistema sensor que tiene por objeto mantener una tensión secundaria constante y determinada, independiente de las fluctuaciones de la tensión primaria o de la caída en el transformador.

Se trata siempre de coordinar las dos siguientes condiciones:

• El cambiador no debe accionar por pequeños y pasajeras variaciones de tensión.

• Contrario a lo anterior debe accionar con la mayor rapidez posible ante las bruscas y elevadas variaciones de tensión.

5. TRANSFOMADORES DE MEDIDA Y PROTECCIÓN 5.1. Transformadores de corriente (TC)

Los transformadores de corriente son utilizados para las mediciones de corriente en sistemas eléctricos. Tienen el devanado primario conectado en serie con el circuito de alta tensión. La impedancia del TC vista desde el lado del devanado primario, es despreciable comparada con la del sistema en el cual estará instalado aún si se tiene en cuenta la carga que se conecta en su secundario. De esta forma, la corriente que circula en el primario de los TC’s está determinada por el circuito de potencia.

Transformador de corriente 5.1.1. Clasificación

• Transformadores de corriente para medida Son los que se disponen para alimentar instrumentos indicadores, contadores de energía, etc.

• Transformadores de corriente para protección Son los que se disponen para alimentar las bobinas de disparo de los relés de protección.

5.1.2. Tipos constructivos (físicamente)

Los TC’s se clasifican de acuerdo con su construcción en diversos tipos; los más usados son:

• Tipo estación o autosoportado

• Tipo devanado

• Tipo ventana o toroidal

• Tipo buje 5.1.3. Tipos constructivos (eléctricamente)

Los anteriores tipos de TC’s pueden las siguientes construcciones eléctricas: Tipo con varios núcleos Primario de relación serie-paralelo Secundario de relación múltiple o multi-relación Características para la especificación de un TC. El fabricante debe indicar como mínimo las siguientes características:

• Corriente y relación nominal (por devanado)

• Tensión máxima del equipo y niveles de aislamiento

• Frecuencia nominal

• Carga nominal (por devanado)

• Exactitud

• Número de núcleos para medida y protección

• Corriente térmica nominal continua

• Corriente térmica nominal, TS

• Corriente dinámica nominal

• Tipo de instalación (interior o exterior) 5.1.4. Valores nominales

Corrientes primarias nominales

Las corrientes primarias nominales y las relaciones nominales están normalizadas de la siguiente forma

Relación sencilla 10 – 12.5 – 15 – 20 – 30 – 40 – 50 – 60 – 75 Amperios. Nota: Los valores subrayados son los más empleados. Relación múltiple Los valores anteriores rigen para el valor más bajo de la corriente nominal.

Corrientes primarias nominales

Los valores normalizados son: 1 A, 2 A, y 5 A Nota: El valor preferido por la norma IEC es 5 A.

5.1.5. EJEMPLOS TRANSFORMADORES DE CORRIENTE

Se utilizan diferentes relaciones, de acuerdo de acuerdo con el equipo que se va a medir. La clase de precisión y potencia para los secundarios de medición usados en subestaciones, pueden variar entre 0.3 B 0.1 y 0.3 B 2.0 en donde las cargas normalizadas (burden) se designan por una B seguida por un valor de impedancia en ohmios, y antecedida por el valor del error máximo en por ciento, cuando se aplica dicha impedancia. La impedancia de carga para el equipo de la subestación comprende un mínimo de 0.1 (B-0.1) y un máximo de 8.0 (B-8.0). La precisión para medición se designa por el error máximo admisible en por ciento, que el transformador introduce en la medición, operando a la corriente primaria nominal, a la frecuencia nominal y para una carga determinada conectada en el secundario, que para esta instalación varía entre 0.1 y 2.0 ohmios. Las precisiones normalizadas son 0.3, 0.6 y 1.2. Si se usa la de 0.3 quiere decir que se permite un error máximo de 0.3 % para una carga entre 0.1 y 2.0 Ω.

Ejemplos

En una instalación de 230 kV se acostumbra usar transformadores de corriente con relación múltiple de 300-600-1200: 5//5A en donde las relaciones de 300, 600 y 1200 A se obtienen por medio de conexiones serie paralelo de los puentes del transformador. A continuación se muestra la aplicación de las diferentes relaciones. 1200:5//5A. Líneas de 230 kV, con un conductor por fase de 1113 MCM. 600:5//5A. Transformadores de 100 MVA, con arreglo de interruptor y medio. 300:5//5A. Transformadores de 100 MVA, con arreglo de barra partida, o de

60 MVA con arreglo de interruptor y medio. 400-800:5//5A. Cables subterráneos de 230 kV y líneas de 85 kV. 1200-2000:5//5A. Líneas de dos conductores por fase. 600:5A. Alimentadores de distribución de 23 kV, y neutros de Transformadores de 30 MVA 85/23 kV.

Figura Transformador de corriente (primario en U)

Figura Algunos tipos de transformadores de corriente

5.2. Transformadores de potencial (TP)

Los transformadores de potencial se instalan normalmente en sistemas con tensiones nominales superiores a los 600 V ya que las mediciones de tensión no son hechas directamente de la red primaria sino a través de éstos. Tienen como finalidad aislar el circuito de baja tensión (secundario) del circuito de alta tensión (primario) y reproducir lo más fielmente posible los efectos transitorios y de régimen permanente del circuito de alta tensión en el circuito de baja tensión.

Transformador de potencial 5.2.1. Clasificación

Transformadores de potencial para medida Transformadores de potencial para protección

5.2.2. Tipo

Transformadores inductivos Divisores capacitivos Divisores resistivos Divisores mixtos

5.2.3. Simbología

En la se ilustra la simbología empleada para representar los transformadores de potencial en los diagramas unifilares.

Para la selección entre transformadores inductivos y capacitivos deben tenerse en cuenta dos factores: Necesidad de utilización de PLC (Power Line Carried, o trampa de onda) en los esquemas de control, protección y comunicación Costo del transformador.

Afortunadamente existe una armonía entre los factores anteriores, pues para tensiones inferiores a 69 kV los esquemas empleados normalmente no utilizan PLC y el costo del transformador inductivo es inferior al capacitivo, brindando así un empleo bastante acentuado de transformadores de tensión inductivos hasta este nivel de tensión.

5.2.4. Características para la especificación de un TP.

El fabricante debe indicar como mínimo las siguientes características:

• Tensión máxima del equipo y niveles de aislamiento

• Frecuencia nominal

• Carga nominal

• Clase de exactitud

• Número de devanados secundarios

• Relación de transformación nominal

• Conexión de los devanados secundarios

• Desviaciones en la tensión nominal permitidas en los devanados secundarios anteniendo la clase de exactitud.

• Carga máxima de los devanados secundarios

• Potencia térmica nominal de cada devanado

• Tipo de instalación (interior o exterior)

• Variación de la frecuencia nominal (sólo para divisores capacitivos)

• Capacidad mínima (sólo para divisores capacitivos)

• Rango de frecuencia para PLC (sólo para divisores capacitivos) 5.2.5. Tensión máxima del equipo (fase-fase)

Igual a la tensión máxima del sistema

Tensión nominal primaria del equipo (fase-tierra)

Según la norma IEC-186, es igual a la tensión nominal del sistema. Para transformadores monofásicos conectados entre línea y tierra o conectados entre

neutro y tierra la tensión nominal primaria es la tensión nominal del sistema dividida por √3.

Tensión nominal secundaria.

Esta se selecciona de acuerdo con la práctica seguida en la localidad de utilización de los transformadores.

Basados en la norma IEC:

• 100V y 110V

• 200V para circuitos secundarios largos.

Basados en las normas ANSI:

• 120 V para sistemas de distribución (Um ≤ 34.5 kV)

• 115 V para sistemas de transmisión (Um > 34.5 kV)

• 230 V para circuitos secundarios largos.

Para transformadores monofásicos conectados fase-tierra en sistemas trifásicos donde la tensión primaria es dividida por√3 . la tensión secundaria es uno de los valores mencionados arriba dividido por √3 .

5.2.6. Factor de tensión nominal

Se entiende como el factor que multiplica la tensión nominal primaria para determinar la tensión máxima a la cual el transformador deberá cumplir con los requerimientos de exactitud especificados El factor de tensión es determinado por la tensión máxima de operación, la cual a su vez es dependiente de la condición de puesta a tierra del sistema y del devanado primario, tal como se ilustra en la siguiente tabla.

5.2.7. Potencia o capacidad nominal

Es la potencia aparente (VA) que suministra el transformador en el secundario con la tensión nominal, y de conformidad con los requerimientos de la clase de precisión. En un transformador de potencial con varios devanados, la potencia total es la suma de las potencias individuales de cada devanado.

Los valores normalizados por las normas IEC son: 10 – 15 – 25 – 30 – 50 – 75 –100 –150 –200 – 300 – 400 – 500 VA Nota: Los valores subrayados son los más empleados. Los valores normalizados por las normas ANSI son: 12.5(W) – 25(X) – 35(M) – 75(Y) – 200(Z) – 400(ZZ) VA

Error de tensión

Es el error que un transformador introduce en la medida de una tensión, el cual refleja que la relación de transformación real difiere de la nominal. El error de tensión, expresado en porcentaje, está dado por la siguiente fórmula:

Error de tensión en % = ∗ ∗!!

Donde Kn : Relación de transformación nominal. Up : Tensión primaria real. Us : Tensión secundaria real.

5.2.8. Desplazamiento de fase

Es la diferencia del ángulo de fase entre las tensiones primaria y secundaria. Este desplazamiento se dice que es positivo cuando el vector de la tensión secundaria adelanta al vector de la tensión primaria.

5.2.9. Transformador de tensión para medición

Es el que se dispone para alimentar instrumentos indicadores, contadores de energía, etc.

5.2.10. Transformador de tensión para protección

Es el que se dispone para alimentar relés de protección Precisión de un transformador de tensión para medición Las clases de precisión normalizadas por las normas IEC son: 0.1 – 0.2 – 0.5 – 1.0 – 3.0 Las clases de precisión normalizadas por las normas ANSI son: 0.3 – 0.6 –1.2 Precisión de un transformador de tensión para protección Las clases de de precisión normalizadas por las normas IEC son: 3P y 6P

5.2.11. EJEMPLOS PARA LA SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE

POTENCIAL Se utilizan de diferentes relaciones según el equipo y la tensión que van a medir. En 230 kV se acostumbra usar tres transformadores de potencial con un primario y tres secundarios cada uno, con una relación de 1200/1200/2009:1, con ambos devanados conectados en estrella. Los dos devanados secundarios de 1200:1 se usan para polarizar las protecciones direccionales de fase y además para medición. El tercer devanado, el de 2000:1 se conecta en delta abierta, para polarizar la protección direccional de tierra. La potencia y clase de precisión de los tres secundarios, es de 0.3 W, X y Y 0 1.2 Z y ZZ. Las precisiones deben cumplirse en todas las relaciones, y con la carga conectada simultáneamente en los tres devanados secundarios.

Las precisiones normalizadas de acuerdo con la norma ANSI C57.13 son de 0.3, 0.6, 1.2. Las cargas normalizadas son:

Ejemplo

Para el caso 0.3 W, se quiere decir que el error máximo, es de 0.3% en la relación de transformación, con una carga secundaria de 12.5 VA. A continuación se muestra la aplicación de las diferentes relaciones: 2000:1. Tensión y frecuencia en las barras de 230 kV y tensión para el medidor de potencia activa y reactiva. 400:1. Tensión y frecuencia en las barras de 85 kV. 120:1. Tensión en las barras de 23 kV, y para la alimentación de los medidores de potencia activa, reactiva, así como del medidor de energía.

Transformador de tensión inductivo.

6. EL INTERRUPTOR

Las funciones del interruptor son la de energizar o desenergizar una parte de un sistema de potencia eléctrico bajo condiciones de normales trabajo y desenergizar una parte de un sistema de potencia bajo circunstancias de falla (en este último caso se denomina también como disyuntor).

6.1. DATOS GENERALES

Los valores característicos definen las condiciones de trabajo para las cuales está diseñado y construido. Los interruptores, deben ser capaces de llevar continuamente la corriente de carga sin una excesiva elevación de la temperatura. El interruptor debe estar también en capacidad de interrumpir las corrientes de falla en una forma segura resistiendo la fuerza magnética que éstas producen. Según la norma ANSI C37.100 un interruptor de A.C. debe tener definidos los siguientes valores: - Rango de voltaje y rango de corriente. - Rango de frecuencia. - Capacidad de apertura simétrica y asimétrica. - Capacidad de cierre. - Rango de corriente de corto tiempo. - Rango de operaciones. - Voltaje de Impulso y de Tensión Aplicada. - Tiempo de Apertura

VOLTAJE

Durante condiciones normales de operación el voltaje en cualquier punto del sistema de potencia no es constante. Debido a esto el fabricante garantiza la operación perfecta del interruptor a un rango máximo de voltaje el cual es por regla general más alto que el voltaje nominal. El rango máximo de voltaje es el voltaje rms más alto, para el cual el está diseñado y, es al mismo tiempo el límite superior de operación del interruptor.

CORRIENTE

El rango de corriente de un interruptor es el límite máximo en que es capaz de conducir sin exceder la temperatura límite de elevación. La elevación de temperatura de cada una de las partes del interruptor cuando es probado el rango continuo de corriente, no debe exceder ciertos límites. Por ejemplo en los contactos esta elevación debe ser inferior a 30 ºC.

Debe ser tenido en cuenta, un posible incremento de temperatura en los contactos en aire, debido a efectos de oxidación de la superficie de los mismos.

FRECUENCIA

Es el rango de frecuencia para el cual está diseñado, la frecuencia estándar es de 60 Hz y cualquier otra especificación debe tener consideración especial.

CAPACIDAD DE APERTURA SIMÉTRICA Y ASIMÉTRICA

En ella puede observarse que el valor de corriente rms varía por la presencia de la componente D.C. la cual decrece en el tiempo. Después del instante de la falla la corriente de corto empieza a decaer desde un valor inicial alto hasta un valor sostenido. La interrupción ocurre en un tiempo que depende de la velocidad de las protecciones y de la operación misma del interruptor. Por consiguiente, la corriente interrumpida es menor que el valor inicial de corriente del corto circuito. De acuerdo con la definición dada por la I.E.C. "La corriente de apertura de un polo de un interruptor es la corriente en ese polo en el instante de la separación de los contactos ". Es expresada por dos valores (figura 6.1): Corriente de apertura simétrica: valor rms de la componente A.C. de corriente, en el instante de la separación de los contactos.

"#$ = %& (6.1)

Corriente de apertura asimétrica: es el valor rms de la corriente total (componentes AC y DC) en el instante de la separación de los contactos.

%"#$ = '(%& ) + +, -

(6.2)

De acuerdo con lo anterior, pueden expresarse dos capacidades de corriente de apertura. La capacidad de apertura en MVA es igual a 3 veces el producto del rango del voltaje y la corriente de apertura. CAPACIDAD DE CIERRE Este valor caracteriza la capacidad del interruptor para cerrar sus contactos en condición de corto circuito. La corriente de cierre de un interruptor, es el valor rms de la corriente total (incluyendo ambas componentes, AC y DC) en su mayor pico inicial. Si no está claramente indicada la capacidad de cierre, estará dada por:

Capacidad de cierre = 1.8 x 2 Capacidad de apertura simétrica Capacidad de cierre = 2.55 Capacidad de apertura simétrica El factor 1.8 es empleado para tener en cuenta la asimetría presente en la onda de corto circuito. CORRIENTE DE CORTO TIEMPO La corriente de corto tiempo de un interruptor es el valor rms de corriente que puede transportar sin peligro de daño. Está normalmente expresada en términos de kA por un periodo de 3 segundos y está basada en las limitaciones térmicas del dispositivo. Estos rangos de tiempo no están dados para interruptores de bajo voltaje a causa de que ellos están normalmente equipados con dispositivos de acción directa al corte cuando existe una sobrecarga. CICLO DE OPERACIÓN DE UN INTERRUPTOR La secuencia de operación de un interruptor, consiste de un número preestablecido de operaciones a intervalos programados de tiempo. De acuerdo a las recomendaciones de la I.E.C. la secuencia de operación de los interruptores se expresa de la siguiente forma: O - t - CO - t' – CO donde: O = Operación de apertura (opening) C = Operación de cierre (closing) CO = Cierre, seguido por apertura t, t', t'' = Intervalos de tiempo VOLTAJE DE IMPULSO Es el máximo nivel de voltaje de Impulso Básico (BIL) que soporta el interruptor. VOLTAJE DE TENSIÓN APLICADA Es el voltaje de 60 Hz que soporta durante un minuto (2 Un + 5 KV) TIEMPO DE APERTURA Es el tiempo en segundos o en ciclos que toma el interruptor para extinguir la corriente.

6.2. TIPOS DE INTERRUPTORES

El tipo de interruptor está determinado por el método para desionizar y cortar la corriente y por la capacidad del dieléctrico para resistir el voltaje transitorio que aparece en el momento de la apertura. Para controlar esta desionización en el menor tiempo posible han sido adoptadas varias técnicas tales como: ruptura en aire, en aceite, por soplo de aire o magnético, en SF6 y en vacío. En todos los interruptores se utilizan mecanismos para obtener alta velocidad de operación.

6.2.1. INTERRUPTORES EN AIRE

El mecanismo de interrupción más simple es mediante una cuchilla que cierra bajo la acción de un resorte, se tiene así un mecanismo en el cual la energía para abrir los contactos es almacenada en el momento de la operación de cierre. Esta cuchilla es un interruptor elemental en el cual al soltar la aldaba, la energía almacenada en el resorte, es liberada para abrir los contactos. El proceso de interrupción en el aire, está basado sobre la desionización natural de los gases por la acción de enfriamiento. El arco es elástico y puede ser extendido y su resistencia aumentada por alargamiento o confinamiento. En esta forma el incremento en la resistencia de arco es tan alto que la corriente de cortocircuito cae. Sin embargo, la energía disipada en el arco es alta y esto limita la aplicación de la interrupción por alta resistencia a baja potencia. Este tipo de interruptor se complementa con algún dispositivo que ayude a la extinción.

INTERRUPTOR SIMPLE EN AIRE

Este es un tipo muy sencillo donde los contactos son hechos en forma de dos cuernos. El arco inicialmente afecta la distancia más corta entre los cuernos pero es llevado constantemente hacia arriba por convección debido al calentamiento del aire. El arco se extiende desde un extremo a otro y cuando los cuernos están completamente separados se ha conseguido un alargamiento y enfriamiento del mismo. La relativa lentitud del proceso y la posibilidad de que el arco se extienda a secciones adyacentes de trabajo, limita su aplicación a circuitos de baja potencia, la figura 6.3 muestra un interruptor de tal tipo.

Figura 6.3 Interruptor simple en aire

INTERRUPTOR DE SOPLADO MAGNÉTICO

En este caso el arco es sometido a la acción de un campo magnético conseguido por bobinas conectadas en serie con el circuito a ser interrumpido, el arco es magnéticamente llevado hacia afuera. La figura 6.4 muestra el esquema de un interruptor con soplo magnético. El arco es soplado dentro de unos conductos tubulares donde es alargado, enfriado y extinguido. Los escudos de arco previenen de que éste se extienda a secciones metálicas adyacentes.

Figura 6.4 Principio de interrupción por soplo magnético

INTERRUPTOR CON SOPLO DE AIRE

Los interruptores por soplo de aire siguen el principio de separar sus contactos en un flujo de aire establecido por la apertura de una válvula. El arco es rápidamente centrado a través de una boquilla donde es mantenido con una longitud fija y sometido a máximo estiramiento por el flujo de aire. El método de soplado puede ser de 3 tipos: a. axial, b. radial, c. a través.

6.2.2. INTERRUPTORES EN ACEITE

Los interruptores en aceite, son ampliamente usados en los sistemas de potencia, en ellos las propiedades del arco, son utilizadas para su propia extinción. La energía del arco, al romper las moléculas de aceite genera hidrógeno el cual barre, enfría y comprime el plasma del arco, y de esta forma permite desionizarlo y acelerar el proceso de extinción. La inmersión de los contactos en aceite, no puede prevenir la producción de un arco en la separación de los mismos, sin embargo el calor del arco, evapora de inmediato el aceite circundante y lo descompone en carbón e hidrógeno gaseoso. El hidrógeno, tiene una alta conductividad térmica, por tanto enfría la columna del arco y tiene una alta rigidez dieléctrica, por lo cual a su vez incrementa el voltaje requerido para reencender el arco. El hidrógeno enfría el arco rápidamente y el

voltaje requerido para su reignición es de 5 a 10 veces más alto que el que se requiere para aire. Dado que el arco está sumergido en aceite los gases que surgen pueden llegar a la superficie en combustión, ésta es una consideración importante de diseño. La interrupción de corrientes elevadas (corto-circuito) genera presiones extremadamente altas las cuales deben ser liberadas en forma segura o controladas apropiadamente. Ventajas del aceite: El aceite tiene las siguientes ventajas como medio extintor: interruptores en pequeño volumen de aceite.

• Durante el arco el aceite actúa como productor de hidrógeno el cual ayuda a la extinción del arco.

• Proporciona aislamiento de los contactos respecto de las partes aterrizadas del recipiente que contiene el mecanismo.

• Proporciona el aislamiento entre los contactos después de que el arco ha sido finalmente extinguido.

• Tiene una rigidez dieléctrica mayor que el aire.

Desventajas del aceite: a. El aceite es inflamable y una falla en la operación del interruptor puede

provocar la explosión del mismo y por consiguiente inflamación. b. A causa de la descomposición del aceite en el arco, éste va constantemente

contaminándose con partículas de carbón lo cual reduce y deteriora sus propiedades dieléctricas, se requiere entonces un mantenimiento periódico y en algunos casos el reemplazo del mismo.

TIPOS COMUNES DE INTERRUPTORES EN ACEITE: En los interruptores en aceite se tienen tres tipos principales: - Interruptores de gran volumen de aceite con ruptura directa, o interruptores

comunes en aceite. - Interruptores en aceite con arco controlado. - Interruptores en mínimo volumen de aceite o en pequeño volumen de aceite INTERRUPTORES EN GRAN VOLUMEN DE ACEITE: Las primeras formas en el diseño de interruptores de gran volumen de aceite eran de construcción simple y no poseían un sistema especial para la extinción del arco.

En este tipo de interruptores el arco está confinado dentro del tanque, la desionización es debida enteramente a la turbulencia e incremento de la presión. Para una interrupción exitosa, es esencial una longitud de arco comparativamente grande y de esta forma la turbulencia en el aceite, causada por la presión generada en el arco puede ayudar en la extinción del mismo. A causa de la ausencia de un control efectivo en el arco, el tiempo de duración y la cantidad de energía liberada antes de la interrupción total, varían en un rango muy amplio, haciendo necesario un alto factor de seguridad en el diseño del tanque. El tanque debe ser completamente hermético para proteger el interior de los efectos nocivos de la humedad, pero además debe tener posibilidad de liberar las sobrepresiones que se producen en el momento de apertura. El aceite además de su función como medio de extinción, también proporciona el aislamiento entre fases y tanque. Se denominan estos como interruptores "de tanque muerto". Si se incrementa el tamaño del tanque, la cantidad de aceite, la longitud del dispositivo, y el grado de aislamiento, es posible obtener interruptores de alto voltaje, y de gran capacidad de interrupción; sin embargo interruptores de este tipo no son considerados satisfactorios sobre los 11 kV y los 250 MVA. Un esquema sencillo de este tipo de interruptor con dos puntos de corte en serie, es mostrado en la figura 6.5.

Figura 6.5 Interruptor en gran volumen de aceite

INTERRUPTORES DE ACEITE CON ARCO CONTROLADO En este tipo de interruptores de gran volumen, los gases producidos durante el arco son confinados a un pequeño espacio denominado cámara de arco, aislada

y fija alrededor del contacto. Estas pequeñas recámaras resistentes a la alta presión son conocida como cámaras de extinción o explosión. Aparte de la eficiencia en el control del arco, estas cámaras han reducido substancialmente el peligro de fuego. Con el mejoramiento en el diseño se ha efectuado una gran reducción en dos parámetros importantes: la duración del arco y el tiempo total de apertura.

INTERRUPTORES DE ACEITE CON ARCO CONTROLADO En este tipo de interruptores de gran volumen, los gases producidos durante el arco son confinados a un pequeño espacio denominado cámara de arco, aislada y fija alrededor del contacto. Estas pequeñas recámaras resistentes a la alta presión son conocida como cámaras de extinción o explosión. Aparte de la eficiencia en el control del arco, estas cámaras han reducido substancialmente el peligro de fuego. Con el mejoramiento en el diseño se ha efectuado una gran reducción en dos parámetros importantes: la duración del arco y el tiempo total de apertura. INTERRUPTORES EN PEQUEÑOS VOLÚMENES DE ACEITE Para altos voltajes y altas capacidades de apertura los interruptores de gran volumen requieren una gran cantidad de aceite y el tamaño del tanque llegaría a ser prohibitivo. Por ejemplo para 110 kV y 3500 MVA el tanque requiere de 8000 a 12000 Kg. de aceite mientras que un interruptor del mismo rango para 220 kV requeriría 50000 Kg. de aceite, su tamaño sería monstruoso y el costo del aceite excesivo. Los interruptores de pequeño volumen de aceite usan materiales sólidos para propósitos de aislamiento y la cantidad justa de aceite para la extinción del arco. El mecanismo de interrupción está inmerso en aceite y encerrado en un tanque de material aislante, el conjunto del cual está al voltaje de línea en condiciones normales de operación, para el aislamiento a tierra se usa generalmente porcelana. Estos interruptores son también conocidos como "interruptores de tanque vivo". Figura 6.7.

a) Interruptor abierto b) Cierre c) Interrupción de pequeñas corrientes

PARTES

1. Bomba de inyección de aceite 2. Cuerpo de la bomba 3. Cámara de alimentación de la

bomba 4. Vástago del émbolo 5. Émbolo de la bomba 6. Vástago del contacto móvil 7. Cuerpo de la cámara de interrupción 8. Trayectoria del arco 9. Canal de liberación del gas 10. Bloque de soplado 11. Visera de contacto 12. Aislador 13. Cámara de expansión del gas 14. Separador de aceite 15. Válvula de entrada del aceite 16. Válvula de seguridad 17. Válvula 18. Válvula de alivio 19. Válvula de seguridad

Los interruptores de pequeño volumen de aceite pueden ser de auto-soplado, soplado externo, o una combinación de ambos. En los interruptores de autosoplado la fuerza con la cual el arco es extinguido en la cámara es proporcional a la magnitud de la corriente. Una gran corriente de corto circuito descompone más cantidad de aceite y por tanto habrá más gas para el soplado enfriamiento del plasma. Por esta razón los interruptores de auto-soplo del tipo pequeño volumen de aceite extinguen el arco de una manera más efectiva a medida que la corriente aumenta lo cual impone una limitación mecánica al diseño del interruptor. El límite de la capacidad de apertura está dado principalmente por el esfuerzo mecánico permisible sobre la recámara. Con el uso de los modernos materiales aislantes para la manufactura de las recámaras de arco, tales como la resina sintética reforzada con fibra de vidrio, los interruptores de pequeño volumen de aceite llegan a reunir fácilmente los requerimientos mecánicos, para los altos niveles de falla de un sistema. En el diseño de las cámaras de arco son usados dos tipos de escapes: radiales y axiales. En los escapes axiales los gases barren el arco en una dirección longitudinal mientras en los radiales el arco es soplado en una dirección transversal. La ventilación axial tiene la ventaja de que genera una alta presión y también un alto esfuerzo dieléctrico. La ventilación axial se usa principalmente, donde se van a interrumpir bajas corrientes a altos voltajes. El escape radial, genera una baja presión y un bajo esfuerzo dieléctrico; es principalmente usado para interrumpir altas corrientes a bajos voltajes. Una combinación de ambos tipos proporciona un funcionamiento eficiente tanto a altas como bajas corrientes. Estas cámaras adolecen sin embargo de una falla y es que a muy bajas corrientes, llamadas "corrientes críticas” poseen un largo período de arco. Estas corrientes oscilan generalmente entre los 10 y los 100 A. En ciertos diseños, en adición al auto- soplo, se inyecta también aceite. Este método elimina las corrientes críticas haciendo el tiempo de arco virtualmente independiente del valor de la corriente a interrumpir. Dos tipos de arreglos usados en las cámaras de arco son mostrados en las figuras 6.8 y 6.9

6.2.3. INTERRUPTORES EN VACÍO

El interruptor de vacío, es un mecanismo simple, comparado con el de un interruptor de aceite o de soplo de aire. Consiste en dos contactos montados dentro de un tanque aislado y sellado al vacío; uno fijo y otro móvil, requiriendo para la extinción separarse una distancia corta. Una lámina metálica rodea los contactos y protege el tanque aislado. Figura 6.10.

Figura 6.10 Interruptor de vacío

La cámara de vacío está hecha de material sintético, en su interior se encuentran los contactos, la distancia entre éstos, estando el interruptor abierto es de 5 a 10 mm dependiendo de la aplicación del interruptor. En el extremo de los contactos se realiza la conexión externa, él va firmemente unido al mecanismo de operación. El movimiento de los contactos debe ser tal que evite el rebote de los mismos.

Figura Cámaras de vacío

Figura Interruptor de vacío fabricado por ABB

6.2.4. INTERRUPTORES EN HEXAFLUORURO DE AZUFRE (SF6)

Uno de los recientes desarrollos en el campo de los aparatos de corte de alto voltaje son los interruptores en SF6. Este gas llamado hexafluoruro de azufre es usado como medio de aislamiento y de extinción del arco. El SF6, tiene un peso alrededor de 5 veces el peso del aire. Es químicamente muy estable, inoloro, inerte, no inflamable y no tóxico, posee una alta rigidez dieléctrica y excelentes características para la extinción del arco. En SF6, el voltaje de arco permanece bajo hasta inmediatamente antes del cero de corriente y así la energía del arco no alcanza un alto valor. Adicionalmente el SF6, y sus productos de descomposición son electronegativos, permitiendo la captura de electrones inclusive a altas temperaturas, de esta forma, el esfuerzo dieléctrico surge rápidamente y habilita al interruptor para resistir altos voltajes de recuperación. En interruptores por soplo de aire, el aire escapa seguidamente se ha extinguido el arco; en este caso el gas permanece en la cámara, a una presión constante durante largos periodos. Debido a la baja contaminación del gas y a la casi despreciable descomposición en el arco, el interruptor puede ser operado pormucho tiempo sin requerir de mantenimiento. Para evacuar la energía calorífica producida por el arco eléctrico, es necesario crear un movimiento relativo entre el arco y el gas SF6. Dos soluciones son posibles: - Desplazar el gas por convección forzada (técnica de la auto-compresión) - Desplazar el arco por soplado magnético (técnica del arco giratorio).

AUTO-COMPRESIÓN Los contactos de arco, al separarse, ponen en acción, con su movimiento un pistón. El SF6 así comprimido se canaliza por una tobera aislante entre los contactos de arco. Estos contactos, tubulares, permiten la evacuación del gas caliente hacia el interior por convección forzada. Medio litro de gas es suficiente para el corte. Esta técnica permite cortar eficazmente tanto las pequeñas corrientes de carga como las fuertes intensidades del orden de 50 kA, ya que el resultado natural de autoexpansión de los gases calientes hacia las partes frías de la botella provoca la evacuación rápida de este gas. Durante el corte de fuertes intensidades el arco ocupa todo el espacio disponible entre los contactos. El flujo gaseoso está bloqueado: es el efecto de tapón. Este fenómeno natural tiene dos consecuencias favorables:

- La reserva, antes del cero de corriente, de casi todo el gas comprimido por el pistón.

- Una energía de arco limitada gracias al frenado de las partes móviles, lo que reduce la longitud de arco.

- El desgaste de los contactos de arco es muy débil, debido a la inestabilidad de las raíces del arco en el interior de los contactos tubulares.

ARCO GIRATORIO La rotación del arco entre los contactos de arco circulares se provoca por un campo magnético. Este campo se crea por un solenoide atravesado en el momento de la apertura por la propia corriente a cortar. La energía necesaria para soplar el arco es proporcionada por la red. El mando puede ser por tanto simple y económico. El desplazamiento rápido de las raíces del arco sobre los contactos limita en gran medida la erosión de éstos.

6.3. MECANISMOS DE OPERACIÓN DE LOS INTERRUPTORES

En todos los tipos de interruptores se utilizan tres tipos principales de mecanismos de operación: - Accionamiento por acumulación de energía mecánica. - Accionamiento por aire comprimido. - Accionamiento por líquido a presión.

6.3.1. ACCIONAMIENTO POR ACUMULACIÓN DE ENERGÍA

En este sistema se aplica sobre el mecanismo de cierre, una energía acumulada previamente; por ejemplo la acción de un resorte que ha sido cargado con anterioridad manualmente o por medio de un motor eléctrico. Por lo general los interruptores que se utilizan en este sistema de accionamiento están provistos de un dispositivo de desenganche libre, mediante el cual el tiempo de desconexión del interruptor se hace independiente del tiempo de conexión.

Operación manual para cargar el resorte

6.3.2. INTERRUPTOR DE AIRE COMPRIMIDO O NEUMÁTICO

El Interruptor de aire comprimido o neumático utiliza aire comprimido como agente extintor. Este aire cumple las siguientes funciones:

• Vehículo por el cual recibe órdenes del interruptor

• Agente de enfriamiento

• Agente de soplado

• Agente aislante

6.4. INTERRUPTOR DE TANQUE MUERTO

La característica que distingue a la tecnología de "tanque muerto" es que la cámara de interrupción es colocada en una envolvente de metal aterrizada. Con este arreglo el medio de extinsión (aceite, SF6, etc.) aísla las partes vivas de alta tensión del contacto del montaje de la envolvente. Los transformadores de corriente son montados directamente en las boquillas, lo cual elimina los mecanismos de sujeción y cableado requerido como es en el caso del montaje externo. Este tipo de interruptore ofrecen ventajas particulares si el diseño de protección requiere el uso de varios transformadores de corriente montados por polo, como para un típico sistema americano. La posibilidad de estar disponible para un arreglo de transformadores de corriente enfrente o detrás del interruptor sobre el interruptor actual, permite esquemas de protección para satisfacer de una manera especial ahorro de costos. Además, el reemplazo de los transformadores de corriente en el campo es relativamente simple.

6.5. INTERRUPTOR DE TANQUE VIVO

En los interruptores del tipo tanque vivo, la cámara de interrupción es colocada dentro del aislador, el cual puede ser de porcelana o de un material compuesto y está directo al alto potencial, dependiendo el nivel de tensión, se determina la longitud de los aisladores para la cámara del interruptor y la columna del aislador. Para niveles de tensión más altos, son conectadas en serie varias cámaras de interrupción sobre el interruptor de tanque vivo e instaladas en la columna del aislador. Los transformadores de corriente son también colocados separadamente en frente o detrás del interruptor. Como en los interruptores de tanque vivo no pueden ocurrir corrientes de falla entre la unidad de interrupción y la envolvente, solo es necesario que se coloque un transformador de corriente por polo. Una característica más de estos interruptores son sus compartimentos de gas relativamente pequeños. La ventaja del bajo volumen del medio de extinsión (SF6, aceite, etc) es que hay una reducción en la cantidad de este medio cuando se requiere mantenimiento.

7. EL SECCIONADOR

Este equipo es utilizado dentro de la subestación para aislar o efectuar corte visible entre los diferentes elementos que componen la instalación. Los seccionadores, permiten efectuar variadas formas de conexión entre las líneas y los barrajes, dando al esquema de la subestación una característica muy importante como es la flexibilidad. La característica más importante que distingue los seccionadores de los interruptores, es que los seccionadores deben maniobrarse sin carga y que su apertura es de una forma plenamente visible. Además no se requiere que su velocidad de operación sea muy alta. Aunque los seccionadores deben ser operados sin carga, en algunas ocasiones pueden cerrarse o abrirse con pequeñas corrientes, como por ejemplo la corriente de magnetización de un transformador. En estos casos se debe chequear que el seccionador esté diseñado para esta condición. Los seccionadores deben estar aislados para el nivel de tensión de trabajo y generalmente se montan sobre aisladores de porcelana. Sus contactos se revisten con aleaciones especiales que los hacen resistentes a la corrosión ambiental y al desgaste producido por los pequeños arcos eléctricos que aparecen en el momento de la operación. La forma constructiva de los seccionadores es muy variada. Depende sobre todo de la tensión nominal de la instalación y en menor grado de la corriente nominal y del espacio disponible. Figura 7.1

Figura 7.1 Tipos de Seccionadores

7.1. CARACTERISTICAS NOMINALES DE LOS SECCIONADORES

Las principales características nominales de los seccionadores son: TENSIÓN NOMINAL Corresponde a la tensión eficaz, en servicio normal, de la red para la cual ha trabajar el aparato. CORRIENTE NOMINAL Es la intensidad de plena carga para la cual se ha dimensionado y a la cual puede trabajar permanentemente sin que se produzcan calentamientos. SOBREINTENSIDADES ADMISIBLES EN CASO DE CORTO- CIRCUITO a. Corriente eficaz de Corto-circuito: Valor eficaz de la corriente de corto-circuito

que el parato puede soportar durante un segundo, a la frecuencia nominal.

b. Corriente pico de corto-circuito: Es la amplitud máxima de la corriente de falla que el seccionador puede soportar.

NIVEL DE AISLAMIENTO: Máxima tensión de impulso básico que soporta el seccionador sin que se produzca flameo en el aislamiento. TIPOS DE SECCIONADORES Es común diferenciar los seccionadores por la forma como accionan sus contactos. A continuación se presentarán algunos de los principales tipos.

7.2. SECCIONADORES DE CUCHILLA

Son los seccionadores más empleados para tensiones medias en instalaciones tanto interiores como exteriores. Constan de dos aisladores y de una cuchilla que gira teniendo como eje uno de los contactos. Su forma y características generales se ilustra en la figura 7.2.

Figura 7.2 Seccionador de cuchilla

Las partes del seccionador que llevan la corriente son de cobre o de aleaciones de cobre y plata. El tamaño de los aisladores y de la cuchilla depende de la tensión de trabajo. Su constitución más o menos robusta depende de la corriente que pueda soportar. Si esta corriente resulta muy elevada, por encima de 2000 A, se construyen seccionadores provistos de 2 o más cuchillas por polo. Estos seccionadores son ampliamente utilizados en subestaciones tipo exterior y en sitios donde la corriente a interrumpir no sea muy alta. Como ejemplo se puede mencionar la seccionalización de barras y el By-Pass de interruptores. Pueden ser montados sobre las estructuras en forma horizontal o vertical sin que esto afecte su operación.

OPERACIÓN Dada la sencillez de este tipo de seccionador, generalmente son operados por fase en forma manual por medio de una pértiga aislada que engancha la cuchilla mediante un anillo dispuesto para tal fin. El seccionador está diseñado para soportar los esfuerzos mecánicos que se producen durante el cortocircuito. Mediante un sencillo enclavamiento mecánico se evita la apertura bajo carga o durante corto circuito. CONTACTOS Todos los puntos de giro que a su vez llevan corriente son revestidos en plata. Las bisagras son construidas de tal forma que la presión de la juntura se mantenga a pesar de las operaciones, esto se logra mediante el uso de arandelas especiales. Los contactos fijos utilizan resortes que mantienen sobre la cuchilla una presión específica, compensando de este modo el desgaste que tiene lugar en los contactos de la misma. CUCHILLAS Y OTROS ELEMENTOS Generalmente las cuchillas son fabricadas en cobre estirado en frío, ya que este material asegura la rigidez mecánica y la conductividad eléctrica requeridas en el diseño del seccionador. La mayoría de los seccionadores tienen en los contactos fijos unas guías para el ensamble de cuchillas, esto con el objeto de facilitar la maniobra que se efectúa mediante una pértiga. Los seccionadores se conectan al resto del sistema mediante dos placas de terminales construidos en cobre de alta conductividad. Su tamaño depende de la corriente nominal del seccionador y tanto la forma como el número de tornillos se encuentran estandarizados por la norma NEMA.

La base del seccionador se construye en ángulo de acero galvanizado y contiene los elementos necesarios para fijar el seccionador a la estructura correspondiente.

7.3. SECCIONADORES DE UNA COLUMNA GIRATORIA

Estos seccionadores son del tipo rotativo y se utilizan para servicio exterior. Son construidos para tensiones nominales de 36 kV a 245 kV e intensidades de 600 A a 2000 A. Generalmente están formados por tres polos iguales, provistos de una columna soporte y una columna giratoria, fija a la base mediante un soporte de giro. El aspecto general se muestra en la figura 7.3. Sus contactos y elementos son similares al seccionador de cuchilla.

b) Seccionador de una columna giratoria con seccionador de puesta a tierra

Figura 7.3 Seccionador de una columna giratoria

OPERACIÓN La operación de apertura es tripolar, se efectúa cuando la columna gira y desplaza la cuchilla horizontalmente hasta cerca de 90º de la posición que mantiene cuando el seccionador está cerrado. El mecanismo de operación acciona la columna giratoria de un solo polo y el movimiento es transmitido a los otras polos a través de una timonería adecuada, consiguiéndose así, la operación simultánea de las tres fases del sistema. El mecanismo de operación puede ser manual, neumático o eléctrico. Estos seccionadores pueden disponerse con cuchillas de puesta a tierra y su accionamiento se hace independiente de la operación de las cuchillas principales. En todos los casos existe un enclavamiento entre las cuchillas principales y las de puesta a tierra.

7.4. SECCIONADOR DE DOS COLUMNAS GIRATORIAS O DE APERTURA

CENTRAL

Este tipo de seccionador consta básicamente de dos columnas aislantes giratorias sobre las cuales se montan las cuchillas de contacto. Las columnas aislantes son de porcelana y fabricadas en una sola pieza, las cuchillas de contacto se fabrican en fundición de cobre y aluminio y portan en sus extremos el sistema de contacto entre sí. Este sistema de contacto varía de una marca a otra, pero cumple el propósito general de engatillarse en caso de cortocircuito para evitar la apertura del seccionador. El mecanismo de operación puede ser manual, por aire comprimido o por motor eléctrico. Normalmente se suministran en conjuntos tripolares, con o sin puesta a tierra y con la timonería precisa para el funcionamiento tripolar, como se muestra en la figura 7.4.

Figura 7.4 Seccionador de Apertura Central

El mecanismo de operación acciona directamente un solo polo, pudiendo estar dicho polo indistintamente en el centro o en un lateral. Una de las características más importantes de estos seccionadores, es que, debido al tipo de contacto móvil, el par necesario para la maniobra es muy pequeño. Los seccionadores de apertura central son muy utilizados para la desconexión visible de alimentadores en disposición horizontal en tensiones por encima de 115 kV. También son muy empleados como seccionadores de barras en configuraciones con barraje múltiple.

7.5. SECCIONADORES TIPO PANTÓGRAFO

Los seccionadores tipo pantógrafo pertenecen a la familia de seccionadores de una sola columna aislante y efectúan la desconexión en forma vertical. Figura 7.5.

Se usan principalmente como seccionadores de barras aunque también se les encuentra como seccionadores de línea en donde presentan algunas ventajas.

Figura 7.5 Seccionador tipo Pantógrafo

En subestaciones donde el espacio es reducido, este tipo de seccionadores ofrecen un excelente y visible espacio de desconexión. Cuando son usados en barrajes de tubería,permiten disminuir la altura de la subestación ya que las estructuras que soportan la línea resultan relativamente bajas. Cuando se usan como seccionadores de barras, es posible efectuar limpieza y mantenimiento sobre sus partes estando el barraje energizado, ya que cuando el seccionador se abre queda plenamente aislado del barraje. Esto no es posible en otros tipos de seccionadores por la simple razón de que cuando se abren, la conexión entre un contacto y punto caliente se mantiene. Los seccionadores tipo pantógrafo se utilizan para niveles superiores a 72.5 kV incluyendo voltajes hasta 550 kV. Dependiendo de la robustez de los contactos se construyen para corrientes nominales que varían desde 2500 A hasta 5000 A. OPERACIÓN

El mecanismo de cierre está montado sobre una columna aislante, con una caja de transmisión y cuchillas articuladas movidas por un aislador giratorio que a su vez es accionado por el mecanismo de operación. Cuando las cuchillas alcanzan la posición de cierre o de apertura, el seccionador se enclava y el mecanismo de operación es liberado de la acción mecánica.

Las cuchillas articuladas tienen un momento de inercia considerable, dándole al seccionador alta estabilidad e insensibilidad a posibles impactos en la parte superior y a esfuerzos y oscilaciones producidas por cortocircuitos.

CONTACTOS

Los contactos móviles se encuentran en la parte superior de las cuchillas. Los contactos fijos se instalan sobre el barraje o la línea. Figura 7.6.

7.6. SECCIONADOR DE PUESTA A TIERRA

En determinadas circunstancias se requiere conectar a tierra una línea o un barraje, para realizar esta operación suele proveerse la instalación de un seccionador con uno de sus terminales aterrizado. Es común que el sistema de conexión a tierra se incorpore en un seccionador de línea, con enclavamiento para que sólo opere cuando está en posición abierto. Los tipos de seccionadores mencionados, son sólo algunos de los más empleados, pero existen muchísimos otros modelos MECANISMOS DE OPERACIÓN

Los seccionadores pueden ser operados básicamente de 3 formas: 1. En forma manual mediante pértiga aislante. 2. En forma mecánica por manivela. 3. Automáticamente mediante un mecanismo controlado eléctricamente:

a. Por motor eléctrico b. Por accionamiento hidráulico

c. Por accionamiento neumático La operación por pértiga es utilizada principalmente en subestaciones de media tensión. La gran mayoría de los seccionadores de cuchillas giratorias y los del tipo pantógrafo pueden ser accionados por mecanismos locales de motor eléctrico, hidráulico o de aire comprimido. Bajo condiciones normales de servicio y bajo condiciones ambientales de baja contaminación estos mecanismos de operación no requieren mucho mantenimiento. Este tipo de sistema es montado sobre la estructura que soporta el seccionador, de tal manera que, sean accesibles al personal sin peligro y que pueda ser operado e inspeccionado localmente.

El mecanismo de operación es una parte independiente del seccionador y debe ser especificado en el momento de efectuar un pedido. El dispositivo encargado de generar el movimiento, como por ejemplo el motor eléctrico, debe tener la potencia necesaria para suministrar el par que requiere el seccionador para su correcta operación. Lafigura 7.9 muestra el diagrama eléctrico típico de un mecanismo de operación con motor eléctrico. Este sistema puede ser accionado manualmente por medio de manivela, y eléctricamente desde los pulsadores situados en el panel de tableros o en su propio gabinete. La manivela enclava eléctricamente el circuito de control, de forma que si está en su alojamiento el motor no puede funcionar. Todos los elementos del circuito de control están ubicados dentro de la caja del mecanismo y sus terminales eléctricos son llevados a las borneras para poder desde allí efectuar el cableado con el exterior. El circuito de control es similar al del interruptor y está compuesto básicamente por los siguientes elementos: 1. Bobinas de cierre y de disparo 2. Contactos auxiliares 3. Suiches de operación local 4. Contactos de fin de carrera

Figura 7.9 Diagrama de control

8. OTROS EQUIPOS DE PATIO 8.1. PARARRAYOS

El pararrayo proporciona el grado de confiabiIidad más alto de todos los dispositivos protectores contra sobretensiones. Consta fundamentalmente de resistencias no lineales a base de carburo de silicio, conectadas en serie con espaciamientos internos. Los pararrayos comunes emplean resistencias no lineales elaboradas de pasta de silicio-carbono. Su relación corriente-voltaje está dada por:

La figura 8.1 muestra la característica voltaje-corriente para una resistencia no lineal de un pararrayos típico de 3 kV, 5 kA. A voltaje nominal la corriente es de 5 amperios y con tres veces el voltaje nominal la corriente sube a 5 kiloamperios.

Figura 8.1 Resistencia no lineal

Cuando un impulso de voltaje de magnitud excesiva es superpuesto al voltaje de 60 ciclos, el espaciamiento interno actúa y el voltaje a través del pararrayos se reduce a

un valor igual al producto de la corriente de impulso a través del mismo por su resistencia interna.

La característica no lineal de las resistencias serie presenta valores resistivos muy altos en condiciones nominales de voltaje y frecuencia. De esta forma al desaparecer el voltaje transitorio la corriente que sigue fluyendo por el pararrayo es limitada por su resistencia a un valor muy bajo, esta corriente, llamada residual, desaparece por lo regular antes de que el voltaje cruce la primera vez por cero, después de la descarga. figura 8.2

Figura 8.2 Operación de pararrayos

Los espaciamientos internos en un pararrayos evitan la circulación de corrientes a tensión nominal para tener una distribución uniforme de tensión a través de ellos, se emplean resistencias y capacitancias en paralelo. El voltaje nominal de un pararrayos no debe ser menor que el máximo voltaje posible de potencia-frecuencia a través del mismo, de otro modo la corriente no será interrumpida en el primer paso por cero y el pararrayos será destruido. La magnitud de la corriente siguiente está determinada por las resistencias serie no lineales. La extinción de la corriente requiere un gran número de resistencias serie no lineales para limitar su valor, de forma tal que pueda ser extinguida al pasar por cero. La eficiencia de la limitación de sobre voltaje durante fuertes impulsos de corriente requiere sin embargo, una baja caída de voltaje a través del pararrayos, es decir, el mínimo de resistencias en serie cumpliendo con los requerimientos de limitar la corriente siguiente. Una solución para esta contradicción se obtuvo utilizando el llamado espaciamiento interno activo, también denominado como espaciamiento limitador de corriente. Estos se basan en el principio de soplado magnético, después del paso del impulso de corriente alto la longitud del arco es extendida, produciendo así una extinción más fácil de la descarga y evitando el deterioro del gap. El uso de los espaciamientos activos permite una baja relación entre el nivel de protección y el voltaje de 60 ciclos al cual el pararrayos debe ser capaz de reponerse. Esto es un requerimiento importante en voltajes de transmisión, donde la relación del nivel de aislamiento al voltaje del sistema es considerablemente más baja que en los voltajes de distribución. Por esta razón, la mayoría de los pararrayos usados en sistemas de transmisión tienen espaciamientos internos activos incorporados.

8.1.1. Pararrayos de ZnO

En los últimos años se ha dado un paso importante en el mejoramiento de la característica no lineal de las resistencias internas del pararrayos, usando como base Oxido de Zinc. Figura 8.3. La relación corriente-voltaje para el Oxido de Zinc está dada por :

. = × 0 ( 8.4 )

Donde d es del orden de 0.03. De esta manera se logró suprimir totalmente los espaciamientos activos y se mejoraron ostensiblemente las características de funcionamiento, tanto en condiciones nominales como bajo descarga; la corriente de fuga al voltaje de 60ciclos es del orden de microamperios, mientras que la corriente siguiente no se presenta.

Las principales ventajas de los pararrayos de Oxido de Zinc, comparados con los tradicionales son: Construcción más simple, son mas pequeños y livianos. Su comportamiento como elemento de protección es mejor. No fluye corriente siguiente. No absorben energía a niveles nominales de voltaje

8.1.2. Valores nominales del pararrayos

• Voltaje nominal: Máximo voltaje RMS permitido a la frecuencia de 60 Hz. • Voltaje de operación a frecuencia nominal: Valor de voltaje (RMS) que

ocasiona la operación del pararrayos a frecuencia de 60 ciclos. • Voltaje de operación al impulso: Valor de voltaje de una onda de impulso

básico que hace operar el pararrayos. • Corriente de descarga: Corriente que circula por el pararrayos después de su

operación. • Voltaje residual: Voltaje que aparece entre terminales del pararrayos durante

la circulación de la corriente de descarga. • Voltaje de operación al frente de onda: Voltaje de operación ante ondas con

frente más corto que el impulso básico.

8.1.3. Selección del pararrayo El voltaje nominal del pararrayos no debe ser menor que el máximo voltaje de potencia-frecuencia que puede ocurrir en el sistema en las fases sanas durante una falla a tierra. La corriente nominal de un pararrayos es el máximo impulso de corriente que circula por él una vez opere, ésta causa el voltaje residual (es decir, la caída de voltaje a través del pararrayos). Tan pronto como el pararrayos opera, el voltaje a través del mismo es limitado a su valor de descarga residual, por lo tanto el nivel de protección está relacionado con éste. Sin embargo, la acción de limitación del voltaje no ocurre hasta que el pararrayos opere y, por consiguiente, el nivel de protección no puede estar por debajo del impulso de voltaje de operación del pararrayos. El procedimiento de selección es el siguiente.

Determinar la máxima tensión de operación del sistema.

.$á2 (8.5)

Hallar el factor de puesta a tierra.

345 = 6786

(8.6)

Calcular la tensión máxima a tierra.

.5$á2 = 345 ∗ .$á2 (8.7)

Se selecciona el voltaje nominal del pararrayos en el valor comercial más cercano a. .$á2

Al escoger el pararrayos se define el nivel de protección, siendo determinado por el mayor de estos valores:

- Voltaje de reacción al impulso. - Voltaje de operación al frente de onda dividido por 1.15. - Voltaje residual.

Cálculo de la corriente de descarga.

La sobretensión llega por la línea, por lo tanto la corriente máxima está limitada por el BIL de ésta:

∗ ∗ = 9: (8.8)

= ;< (8.9)

6 = 29: ∗ ∗ .> (8.10)

8.1.4. Ubicación del Pararrayos

El pararrayos debe instalarse lo más cerca posible al equipo que protege, ya que con impulsos de voltaje las tensiones no son las mismas en todos los puntos en un mismo tiempo. En ciertas circunstancias varios equipos deben ser protegidos por un mismo pararrayos, por lo cual es conveniente determinar el área de protección del mismo. La distancia máxima se determina considerando el caso en que la operación del pararrayos coincida con la llegada de la onda reflejada desde el transformador. Si la onda viaja a una velocidad v, toma un tiempo T para ir del pararrayos al transformador o viceversa, tiene una rata de crecimiento del voltaje S y el coeficiente de reflexión en el punto del transformador es 1; se tiene entonces que la rata de crecimiento del voltaje en el transformador es 2S

Voltaje en el pararrayos:

.4 = ?@2A = B4 (8.11)

Voltaje en el transformador en el instante de operación del pararrayos:

.5 = 2?@A 8.12

Tiempo para el transformador sentir la operación del pararrayos:

A = <6 (8.13)

Voltaje en el transformador cuando llega la acción del pararrayos:

.5 = B4 + 2? <6 (8.14)

Este voltaje debe ser menor que el nivel de aislamiento. La distancia máxima para colocar el pararrayos será:

B4 = 2? <6 > BE (8.15)

:$á2 = FGFH

I @. (8.16)

Para efectuar el cálculo de Lmáx se toma una rata de crecimiento de voltaje de 1000kV/microsegundos de acuerdo a la recomendación de IEC. Cuerno de arqueo Como respaldo del pararrayos y a veces en lugar de este, se emplean un par de electrodos punta-punta, separados en el aire, figura 8.5. Su característica de operación depende de la distancia de separación, figura 8.6.

9. PUESTA A TIERRA.

9.1. INTRODUCCIÓN

El objetivo principal de las mallas de tierra en subestaciones es el de garantizar protección al personal durante fallas eléctricas, aunque también sirven como medio de disipación de corrientes dentro de la tierra de tal forma que no excedan los límites operativos de los equipos. Existen demasiados parámetros que afectan las tensión es alrededor del área de la subestación, los cuales son dependientes del sitio de instalación, por lo cual es imposible diseñar una malla que pueda ser aceptada en cualquier lugar, dado que tanto la magnitud de la corriente a disipar, la duración de la falla, la resistividad del terreno, el material superficial, así como el tamaño y forma de la malla tienen gran influencia sobre las tensiones que aparecen.

Los principales pasos a desarrollar dentro de un diseño de mallas de tierra son:

a) Obtener y procesar medidas de campo. b) Obtener las tensiones de paso y toque soportadas por las personas. c) Hacer un diseño preliminar (obtener valores aproximados de resistencia). d) Calcular la máxima corriente que debe disipar la malla. e) Dimensionar el conductor, (calibre). f) Calcular los potenciales de paso y de toque. g) Modificar el diseño preliminar. h) Corroborar el diseño final (retornar al paso d).

Los principales problemas en el diseño de mallas de tierra están asociados con los pasos a f y serán el objeto fundamental del presente artículo.

9.2. ANTECEDENTES HISTÓRICOS

La historia de la norma IEEE-80 “Guide for safety in A.C. substation grounding” ha sido bastante tortuosa e interesante y revela claramente la dificultad de manejo que presenta este tema incluso entre los entendidos. El artículo que tuvo mayor incidencia sobre la primera versión de la norma (1961) fue escrito por Walter Kocky fue la base del término más confuso y discutido de la norma, el factor Ki, (factor de irregularidad) el cual trata de considerar que las corrientes en la malla no se reparten proporcionalmente sino que tienen la tendencia de presentar mayores densidades de corriente en las esquinas. La fórmula teórica para los suelos de resistividad uniforme establece que la tensión de malla (máxima tensión de toque en una cuadrícula) está dada por:

Emalla= Kmρ/ I

Donde Km es una constante función de la profundidad, diámetro y espaciamiento de la malla. Como las medidas en laboratorio discrepan de la teoría el factor Ki se estimó como “ajuste” dando:

Ki = 0.65 + 0.172 n

n: Número de conductores en paralelo en una dirección, igual corrección se aplicó a

la tensión de paso máximo.

Epaso= Ks ρ I/L

Donde Ks es una constante función de la profundidad, diámetro y espaciamiento, produciendo finalmente:

Epaso = Ki Ks ρ I/L

Emalla = Ki Km ρ I/L

Los problemas con Ki, Ks y Km surgieron inmediatamente, porque no se dispuso de suficientes datos sobre las condiciones en las que Kock había trabajado sino porque la aplicación de las fórmulas frecuentemente llevaba a imposibilidades físicas o a contradicciones de diseño. Otro problema que surgió inmediatamente fue el valor de la corriente que deberá disipar la malla. Los valores usados por las compañías variaban en forma más o menos arbitraria entre el 30 y el 100% de la corriente de falla encontrada usando técnicas convencionales de cortocircuito. Debido a que la cantidad de conductor requerido es proporcional a la corriente, el costo y la seguridad varían mucho, por lo que se tornó prioritario hacer un cálculo más correcto. Otro problema que se le encontró a la norma fue que no consideraba la influencia de las varillas. El restante elemento en la ecuación para determinar los potenciales es la resistividad. La guía estaba basada en suelos uniformes y en ella se daba muy poca información sobre a cual profundidad deberá ser medida y como procesar dichas medidas. Esto significaba dejar la determinación de la corriente y la resistividad a juicio del ingeniero lo cual usualmente llevaba a diseños exageradamente conservativos. En los años 70 aparecieron innumerables artículos en la literatura cuestionando los conocimientos, teorías y técnicas desarrolladas en la norma y se puso de moda mostrar contraejemplos e inconsistencias físicas en la aplicación de las mismas. La norma fue revisada en 1974pero no se le hicieron modificaciones importantes y la guía de 1976 quedó prácticamente igual. La IEEE creó entonces un grupo de trabajo en 1978 con la intención de clarificar los misterios que se podían resumir así:

a. Confusiones acerca de Ki, Ks y Km. b. Establecer límites de aplicación de las ecuaciones.

c. Establecer metodologías para el cálculo de la corriente que debe disipar la malla.

d. Considerar la influencia de e. Ampliar la aplicación a suelos no uniformes. f. Revisar la influencia de la capa de cascajo en las tensiones tolerables por el

hombre. g. Examinar el posible uso de otros materiales distintos al cobre en la malla. h. Tratar de sistematizar los análisis de mallas de tierra.

El grupo procedió a repetir los experimentos de Kock pero por limitaciones económicas, a principios de los 80 debió incluir activamente la participación del EPRI quienes en compañía de la Universidad de Ohio construyeron modelos a escala para terrenos de dos capas y propusieron una metodología de cálculo. Otro grupo trabajó sobre las medidas de resistencia usando métodos de tres y cuatro pines. La Universidad Georgia Tech produjo una serie de programas de computador para determinar la división de las corrientes de falla, procesar las medidas de resistividad y diseñar la malla. La última revisión de la malla en 1986 no alcanzó a incluir gran parte de los resultados de estos estudios por limitaciones de tiempo, sin embargo se espera que esta valiosa información esté en nuevas ediciones de la norma. El trabajo sin embargo no se ha determinado y en especial se está investigando todavía sobre los efectos de las corrientes en el cuerpo, el entendimiento de las diversas capas del suelo, el desarrollo de programas de cómputo cada vez más precisos y con menos limitaciones e inclusive sobre consideraciones estadísticas de probabilidades que sin duda impactarán futuras ediciones de la norma.

9.3. CONCEPTOS PRINCIPALES

Tensión de paso (Ep): Diferencia de tensiones en lasuperficie aplicada sobre una persona que presenta una distancia entre pies de un metro sin estar en contacto conningún objeto conectado a la malla. Tensión de toque (Et): Diferencia de tensión entre la mallade tierra (GPR) y el potencial de la superficie donde la persona está parada mientras simultáneamente tiene unamano en contacto con una estructura conectada a la malla. Tensión de malla (Em): Es la máxima tensión de toque encontrada dentro de las cuadrículas de malla de tierra.(normalmente en la mitad de una cuadrícula). Tensión transferida (Ettrd): Es un caso especial de tensión de toque donde la tensión es transferida fuera de la subestación. La figura 1 ilustra estos conceptos.

9.4. MEDIDAS DE RESISITIVIDAD.

Uno de los parámetros más importantes en el diseño de una malla de tierra es la resistividad. El método simplificado de la norma IEEE 80 supone una resistividad uniforme en el terreno. Esta suposición tiene varios problemas: en primer lugar es escaso encontrar terrenos con resistividad uniforme y aunque normalmente la resistividad no varía mucho (para una profundidad dada a lo largo y ancho de la subestación, se ha encontrado que lo hace sustancialmente con la profundidad). En segundo lugar la norma se ha cuidado de no recomendar una profundidad a la cual deban hacerse las medidas, con lo cual, aún bajo la suposición de resistividad uniforme, dos ingenieros distintos llegarían a valores de resistividad muy diferentes para usar en los estudios. Con el uso del método simplificado de la norma se ha hecho costumbre medir la resistividad a dos metros de profundidad, práctica muy cuestionable cuando se trata de subestaciones grandes en las que la corriente a disipar alcanzará profundidades del orden de sus dimensiones por lo que la resistividad a escasos dos metros resulta no ser significativa. En 1983 se publicó la última revisión de la norma IEEE-81“Guide for measuring earth resistivity, ground impedance and earth surface potencial of a ground system” en la que se hace un especial énfasis en las medidas de resistividad para el uso del modelo de las dos capas. Existen en la práctica varios métodos para medir la resistividad de un terreno:

a. Pocas medidas: Cuando se dispone de pocas mediciones para pocas

profundidades (caso subestaciones muy pequeñas, líneas de transmisión, etc.) se recomienda el uso del método de Tagg (5) el cual no tiene procedimientos estadísticos y permite al diseñador escoger por si mismo los valores más razonables para _1 y _2 y h. (figuras 2a y 2b).

Método del error cuadrático.

FIGURA 2a

Figura 2b. Métodos para determinar un modelo de 2 capas

b. Múltiples mediciones : Para subestaciones grandes, en las que el área de la subestación es reciable se recomienda hacer múltiples mediciones para varias profundidades. La secuencia de profundidades más recomendable es de 2, 4, 6, 16, 32 y 64m, y para cada profundidad se recomienda un número de mediciones entre 4 y 10. Si el número de mediciones para cada profundidad es menor que 4 se usa el promedio como resultante para cada profundidad, si se tienen más de4 medidas por cada profundidad se recomienda hacer un tratamiento más exhaustivo normalizando las mediciones a través de una transformación de Box-Cox(2) y adoptando el criterio de obtener la resistividad del 70% de probabilidad de no ser excedida. Los resultados serán, obviamente, más confiables mientras se disponga de más mediciones.

La figura 3 ilustra esta recomendación en una subestación grande, usando el método de los 4 puntos de Wenner. Cuando se mide a profundidades grandes (más de32m) el método de wenner no es ya confiable y se recomienda usar el método de Schlumberger-Palmer(2), (3). Una vez obtenidas las medidas de campo para cada separación y luego de procesarlas estadísticamente para obtener una equivalente a cada profundidad, se tratan de ajustar entre las diversas separaciones a la ecuación teórica que producirá un método de dos capas

4 medidas por cada profundidad se recomienda hacer un tratamiento más exhaustivo normalizando las mediciones a través de una transformación de Box-Cox(2) y adoptando el criterio de obtener la resistividad del 70% de probabilidad de no ser excedida. Los resultados serán, obviamente, más confiables mientras se disponga de más mediciones. La figura 3 ilustra esta recomendación en una subestación grande, usando el método de los 4 puntosde Wenner. Cuando se mide a profundidades grandes (más de32m) el método de wenner no es ya confiable y se recomienda usar el método de Schlumberger-Palmer(2), (3). Una vez obtenidas las medidas de campo para cada separación y luego de procesarlas estadísticamente para obtener una equivalente a cada profundidad, se tratan de ajustar entre las diversas separaciones a la ecuación teórica que producirá un método de dos capas Donde: J Resistividad aparente. J Resistividad de la primera capa. J Resistividad de la segunda capa. H Profundidad de la primera capa. A Profundidad de la medida. Se varían J, Jy h para tratar de minimizar la diferenciaentre la curva teórica y las mediciones de campo. Esta aproximación se puede hacer de tres formas: Minimizando el error cuadrático medio entre las resistividades aparentes. Minimizando el valor absoluto de la diferencia entre las resistividades aparentes. Hacer un ajuste gráfico superponiendo la curva de resistividad aparente a las curvas teóricas. Los procesos de minimización cuadrática presentan normalmente el mejor resultado y dada la no-linealidad de las ecuaciones, exigen un proceso iterativo del tipo método de gradientes para acercarse a la solución (2), (3). Estos métodos sin embargo presentan una alta tendencia a la inestabilidad numérica debida a la no-linealidad de las ecuaciones. La solución a este inconveniente puede lograrse a través del uso de la aproximación Hessiana o de métodos de aproximación sucesiva por diferencias (2).

9.5. Corriente a disipar por la malla

Otro de los problemas asociados con el diseño de las mallas de tierra es la determinación de las corrientes que debe disipar la malla (figura 4). Existen varios puntos a tener en cuenta:

Distribución de corrientes a tierra

Tipo de falla: No puede establecerse radicalmente cuales el tipo de falla que causa un mayor flujo de corriente hacia tierra. Aunque normalmente se cree que es la falla monofásica, es muy frecuente que sea la falla bifásica a tierra, especialmente en sitios cercanos a transformadores con devanado compensador. Ubicación de la falla: Se deben explorar fallas dentro y fuera de la subestación, las fallas dentro de la subestación tienden generalmente a ser más peligrosas cuando se tienen autotransformadores en la subestación. Las fallas fuera de la subestación tienden a ser más peligrosas cuando el circuito es radial (la subestación actúa como fuente).

Niveles de tensión: Se deben explorar las fallas en distintos niveles de tensión. La tendencia normal es que los niveles de cortocircuito aumenten al disminuir el nivel de tensión.

Resistencia de falla y de la malla: Normalmente las resistencias de falla y de la malla se desprecian, sin embargo durante fallas en baja tensión (menos de 13,2 KV) el despreciar la resistencia de la malla con el convencimiento de hacer cálculos conservativos, es erróneo, ya que en la gran mayoría de los casos la influencia de dicha resistencia es determinante de la /corriente que debe disipar la malla y despreciarla conduce a cálculos excesivamente conservativos.

Debe observarse que en un diseño de mallas de tierra con estas consideraciones el proceso se torne iterativo (se estima una resistencia preliminar para la malla, se calcula la corriente a disipar, se diseña la malla, se calcula el nuevo valor de resistencia, se corrige la corriente de diseño y se re calcula la malla). La consideración de la resistencia de falla es más difícil de adoptar debido a que normalmente es muy difícil saberla, no obstante se puede tomar en casos de líneas de distribución un valor inferior al menor valor de puesta a tierra en los postes (en caso de que la línea no tenga neutro). Influencia de los cables de guarda: Una de las principales consideraciones en el diseño de la malla es establecer la proporción de corriente a tierra que se deriva de los cables de guarda hacia las puestas atierra de las torres de las líneas de transmisión que llegan a las subestación o de mallas de tierra interconectadas con la malla a diseñar.

La proporción de la corriente que se deriva por los cables de guarda es función de la impedancia de los cables de guarda, de la resistencia de puesta a tierra de las torres, del vano medio entre las torres, de la distancia cable de guarda-conductor de fase, de la presencia o no de otros cables de guarda y de la resistencia de puesta a tierra de la subestación.

En la práctica el acople inductivo entre el conductor dela fase que porta la corriente de falla y el cable de guarda cercano y paralelo al mismo, puede ser tal que disminuya apreciablemente la corriente que porta el cable de guarda.

El cálculo exacto de la corriente que portan los cables de guarda durante la falla es complicado y tedioso:

frecuentemente se usa el programa EMTP(Electromagnetic transient program) con sus modelos CASCADE-PI con los cuales se pueden modelar los efectos anotados. Existen también programas de computador (4) que permiten estos cálculos, los cuales se basan en métodos tales como el de doble lado para obtener esta división.

Teniendo en cuenta que no todos los usuarios de la norma tienen acceso a programas digitales para este cálculo, se propone una metodología aproximada que

permita estimar la magnitud de dicha corriente, considerada una impedancia equivalente “vista” desde la malla de tierra de la subestación.

K = 0.5K# + MK# ∗ N#O P

Donde:

Zcg Impedancia equivalente del cable de guarda. Zgi Impedancia propia del cable de guarda (o neutro)por vano de línea. Ri Impedancia de puesta a tierra de una torre. Esta impedancia (resistiva) estará en paralelo con la resistencia de malla de tierra y a la proporción de corriente se le denomina factor de reducción, Sf.

?Q = RK# + N$

Ze Impedancia equivalente (paralelo de la impedancia de los cables de guarda), vista desde la subestación. La corriente a disipar por la malla sería Ig = Sf * It, donde It es la corriente total a tierra. Adicionalmente existen algunos métodos gráficos que permiten estimar con buena aproximación los factores de reducción (1). La norma sin embargo advierte que este método es inseguro en sistemas complejos

9.6. El método de las dos capas

Una representación más correcta del suelo se logra suponiendo que se divide en dos capas, la primera de las cuales tiene una profundidad h y la segunda una profundidad infinita. Debe anotarse que aunque muchos terrenos pueden asimilarse a esta disposición, existen terrenos que presentan evidentemente más capas, por loque debe ser el juicio del ingeniero el que permita ajustarlo mejor posible las características del suelo a dos capas. El método de las dos capas fue discutido desde hace muchos años aunque su adopción para cálculos solo fue posible con el advenimiento de los computadores. Existe innumerable bibliografía sobre este método (5) y por este motivo consideramos apropiado hacer solo una breve descripción del mismo.

La figura 5 ilustra la composición del suelo en dos capas y la formulación diferencial del potencial producido por un trozo de conductor sobre un punto cualquiera del espacio.

De acuerdo con la teoría electromagnética el cambio de resistividad en un medio a otro, actúa como espejo para la carga puntual, produciendo reflexiones de dicha carga a distancias proporcionales a la distancia inicial, este efectoes el que produce la sumatoria de la expresión y los efectos de las reflexiones sobre el potencial del punto pueden apreciarse en la figura. Existen dos versiones fundamentales para el cálculo de dichos potenciales, el método diferencial, el cual divide la malla en pequeños trozos de conductor calculando el potencial producido en un punto por cada uno de ellos y sumando posteriormente todos los aportes, y el método integral, el cual evalúa el efecto de cada conductor de la malla integrando los diferenciales de longitud a lo largo de cada conductor. Este último método es más rápido debido a que la integral se puede hacer de forma explicita, pero se tienen mayores problemas numéricos debido a que tiene una expresión logarítmica. Usualmente mientras más profunda sea la primera capa menor número de reflexiones deben ser consideradas (en la práctica una o dos reflexiones son suficientes para la mayoría de los casos).

9.7. Potenciales transferidos

Uno de los principales problemas en el diseño de mallas de tierra son los potenciales transferidos. Este fenómeno ocurre cuando un objeto metálico conectado a la malla dela subestación sale de esta. En estos casos, cuando ocurra una falla que involucre tierra, este objeto alcanzaráun potencial respecto a tierra remota igual al GPR de la malla, el cual usualmente alcanza órdenes de kilovoltios. Una persona tocando este objeto fuera de la subestación está sujeta a potenciales de toque mucho mayores que una persona localizada dentro de la subestación. Los principales productores de potenciales transferidos son las mallas de cerramiento de la subestación (cuando la malla de cerramiento está ubicada a cierta distancia de la malla de tierra, es decir, cuando no está incluida en el área de la malla de la subestación), las tuberías metálicas(normalmente de agua) o los neutros de los transformadores de alimentaciones remotas (cuando de la subestación se alimentan cargas del edificio de mando o se alimentan cargas remotas).

La figura 6 ilustra algunos casos típicos de potenciales transferidos. Cuando la malla de cerramiento es productora de potenciales transferidos se recomienda aislarla de la mallade tierra de la subestación y conectarla a otro colector de tierra ubicado a suficiente distancia de la malla de tierra de la subestación que garantice una resistencia mutua despreciable.

En el caso de tuberías metálicas puede pensarse en adicionar tramos de PVC que la aíslen del potencial de la malla de la subestación. Cuando de la subestación salen conductores de neutro(aterrizados en la subestación) se recomienda aislarlos si el GPR no es muy grande, o ubicar un transformador de aislamiento a la salida de la subestación y hacer una tierra independiente, o sencillamente prescindir del neutro. Por ningún motivo en estos casos se pueden conectar cables en los puntos de salida (subestación) y llegada (carga) ya que la pantalla no está diseñada para portar las corrientes que producen la equipotencialidad entre las dos tierras.

Al conectar la pantalla a tierra en un único punto, durante las fallas aparecerá una tensión igual al GPR entre la pantalla y tierra por lo que la pantalla deberá aislarse para esa tensión.

Casos típicos de potenciales transferidos

9.8. Conclusiones

1. El tema de las mallas de tierra es aún hoy en día uno de los más dinámicos y

polémicos de la ingeniería eléctrica.

2. Los principales problemas que subsisten en el diseño de mallas de tierra son: la caracterización del terreno, la determinación de las corrientes que debe disipar la malla, y el cálculo de los potenciales de paso, toque y transferidos.

3. El método simplificado de la norma produce resultados seguros (aunque muy

conservativos) cuando se respetan sus limitaciones de aplicabilidad.

4. Cuando la malla de tierra no presenta las características requeridas para la utilización del método simplificado, o cuando se desea hacer un diseño optimizado se recomienda el uso del modelo de las dos capas.

5. Incluso el método de las dos capas presenta limitaciones importantes cuando el terreno no puede caracterizarse perfectamente como de dos capas, porlo que un adecuado criterio de ingeniería debe aplicarse para ajustarlo.

6. Todavía quedan muchas cuestiones por resolver en la norma IEEE 80 relacionadas

con la soportabilidad de corriente del hombre, la caracterización de terrenos por más de dos capas, las limitaciones del método de las dos capas, otras consideraciones sobre la resistividad de la capa de cascajo en tiempo húmedo, consideraciones probabilísticas sobre la resistividad, la probabilidad de ocurrencia de las peores fallas y su simultaneidad con la presencia de personal en la subestación, la aparición de la tensión de toque máxima en ese momento, el bajo peso de la persona afectada, y la no operación oportuna de las protecciones, consideraciones

10. SISTEMAS Y PROTECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN.

10.1. INTRODUCCIÓN.

Entre las diversas finalidades que tienen, los dispositivos de protección en sistemas de distribución: • Contribuyen a la protección de las personas contra los riesgos eléctricos. • Evitan daños en los equipos (un cortocircuito trifásico en barras de bus de media

tensión puede fundir hasta 50 kg de cobre en un segundo y la temperatura en el centro del arco puede superar 10.000 °C).

• Limitan las tensiones térmicas, dieléctricas y mecánicas en los equipos. • Mantienen la estabilidad y la continuidad del servicio en el sistema eléctrico. • Protegen las instalaciones adyacentes (por ejemplo, reduciendo la tensión

inducida en los circuitos adyacentes). Para lograr estos objetivos, un sistema de protección debe ser rápido y fiable, y garantizar la selectividad. La protección, no obstante, tiene sus límites ya que primero debe producirse el fallo para que el sistema de protección pueda reaccionar. La protección no puede impedir, por lo tanto, las perturbaciones, sólo puede limitar sus efectos y su duración (al limitar la duración, el coste económico de reparación disminuye considerablemente). Además, la elección de un sistema de protección suele ser a menudo un compromiso técnico y económico entre la disponibilidad y la seguridad de la alimentación eléctrica.

Diseño de la protección de los sistemas eléctricos

El diseño de la protección de un sistema eléctrico se puede dividir en dos pasos distintos:

• La definición del sistema de protección, llamada igualmente estudio del sistema de protección.

• La determinación de los ajustes para cada unidad de protección, denominada también coordinación del sistema de protección o estudio de selectividad.

Definición del sistema de protección Este paso incluye la selección de componentes de protección y de una estructura global coherente adaptada al sistema eléctrico. El sistema de protección está constituido por una sucesión de dispositivos que incluye lo siguiente (fig. 1): • Sensores de medida (intensidad y tensión) que suministran los datos necesarios

para la detección de fallos. • Relés de protección encargados de la supervisión continua del estado del

sistema eléctrico, incluidas la creación y la emisión de órdenes al circuito de disparo.

• Aparatos encargados de despejar los defectos, tales como disyuntores o combinaciones de interruptores o contactores y fusibles.

El estudio del sistema de protección determina los dispositivos que se deben utilizar para la protección contra los principales defectos que afectan al sistema eléctrico y a las máquinas:

• Cortocircuitos entre fases y de fase a tierra. • Sobrecargas. • Fallos específicos de máquinas giratorias.

El estudio del sistema de protección debe tener en cuenta los parámetros siguientes:

• La arquitectura y el tamaño del sistema eléctrico, así como los diversos modos

de funcionamiento. • Los sistemas de puesta a tierra de neutro. • Las características de las fuentes de corriente y su contribución en caso de

defecto. • Los tipos de cargas. • La necesidad de la continuidad del servicio.

Determinación de los ajustes de la unidad de protección Se debe configurar cada función de protección para garantizar el mejor funcionamiento posible del sistema eléctrico en todos los modos de funcionamiento. Los mejores ajustes son el resultado de unos cálculos completos basados en las características detalladas de los distintos elementos de la instalación. Estos cálculos se realizan ahora normalmente mediante herramientas de software especializadas que indican el comportamiento del sistema eléctrico durante los defectos y que proporcionan los ajustes para cada función de protección.

10.2. ARQUITECTURA DE SISTEMAS ELÉCTRICOS

Los distintos componentes de un sistema eléctrico se pueden organizar de diversas maneras. La complejidad de la arquitectura resultante determina la disponibilidad de la energía eléctrica y el coste de la inversión.

10.2.1. CRITERIOS DE SELECCIÓN

La selección de una arquitectura para una aplicación dada se basa, por lo tanto, en un compromiso entre las necesidades técnicas y el coste. Las arquitecturas incluyen lo siguiente: • Sistemas radiales: • Radial. • Doble radial. • Acometidas en paralelo. • Alimentación doble con doble barra. • Sistemas de bucle: • Bucle abierto. • Bucle cerrado. • Sistemas con generación de energía interna: • Generación a partir de fuente normal. • Generación a partir de fuente de sustitución

10.2.2. EJEMPLOS DE ARQUITECTURAS

10.3. REGÍMENES DE NEUTRO

La elección de la puesta a tierra del neutro para sistemas eléctricos de MT y AT es, desde hace tiempo, un tema muy controvertido debido a que es imposible encontrar un compromiso único para los distintos tipos de sistemas eléctricos.

10.3.1. CINCO SISTEMAS DE PUESTA A TIERRA DE NEUTRO

En este capítulo se comparan los distintos tipos de puesta a tierra del neutro, que se diferencian por la conexión de punto neutro y la técnica de funcionamiento utilizada. La experiencia adquirida permite ahora realizar una elección adecuada según las restricciones específicas de cada sistema.

10.3.2. NEUTRO AISLADO

Esquema de bloque No hay una puesta a tierra intencional del punto neutro, excepto para dispositivos de medida o de protección.

Técnica de funcionamiento

En este tipo de sistemas eléctricos, un fallo de fase a tierra sólo produce una corriente baja a través de las capacidades de fase a tierra de las fases libres de fallos (fi g. 5). Se puede demostrar que Ik1 = 3 C ω V, donde: V es la tensión de fase a neutro. C es la capacidad de fase tierra de una fase. ω es la frecuencia angular del sistema eléctrico definido como ω = 2 π f. La corriente de defecto Ik1 puede mantenerse durante largo tiempo, en principio, sin provocar ningún daño ya que no supera unos pocos amperios (aproximadamente 2 A por km para un cable unipolar de 6 kV con una sección de 150 mm2, aislamiento de polietileno entrecruzado (XLPE) y una capacidad de 0,63 mF/km). No se requiere realizar ninguna acción para eliminar este primer defecto, lo que resalta las ventajas de esta solución en términos de mantenimiento de la continuidad del servicio. No obstante, esto implica las siguientes consecuencias: Se debe supervisar de forma continua el aislamiento y un dispositivo de supervisión del aislamiento o una unidad de protección de desplazamiento de tensión de neutro (ANSI 59N) (fi g. 6) debe indicar los fallos no corregidos aún. El posterior seguimiento de fallos requiere un equipo automático complejo para la rápida identificación de la salida de alimentación defectuosa y también un personal de mantenimiento cualificado que se ocupe del funcionamiento del equipo. Si no se corrige el primer defecto, el segundo fallo que se produzca en otra fase provocará un auténtico cortocircuito bifásico a tierra que despejarán las unidades de protección de fase.

Ventajas La ventaja esencial es la continuidad del servicio ya que la corriente de defecto muy baja no provoca un disparo automático en el primer defecto; es el segundo fallo el que requiere un disparo.

Inconvenientes El hecho de no eliminar las sobretensiones transitorias a través de la tierra puede constituir un gran inconveniente si la máxima tensión es alta. Asimismo, cuando se conecta a tierra una fase, las demás alcanzan una tensión entre fases a una frecuencia industrial (U = 3 V ) con respecto a la tierra y esto

aumenta la probabilidad de un segundo fallo. Los costes de aislamiento son mayo res debido a que la tensión entre fases puede mantenerse entre la fase y la tierra durante largo tiempo sin un disparo automático.

La supervisión del aislamiento es obligatoria, con indicación del primer fallo. Es necesario disponer de un departamento de mantenimiento con equipo para rastrear rápidamente el primer defecto de aislamiento. Existen riesgos de sobretensiones provocadas por ferrorresonancia.

Función de protección Es posible detectar la salida de alimentación defectuosa mediante una unidad de protección de fallo a tierra direccional (ANSI 67N) (fi g. 7). El esquema muestra que la selectividad se implanta mediante una comparación del ángulo de desplazamiento de la fase entre la tensión residual y las corrientes residuales, para la salida en defecto y para cada salida libre de fallos. La corriente se mide mediante un toroidal y se establece el umbral de disparo: Para evitar disparos intempestivos. p Inferior a la suma de las corrientes capacitivas de todas las demás salidas de alimentación. Esto difi culta la detección de fallos en los sistemas eléctricos que están limitados en tamaño y que sólo constan de algunos centenares de metros de cable.

Aplicaciones Esta solución se utiliza a menudo para sistemas eléctricos industriales (y 15 kV) que requieren continuidad del servicio. Se utiliza igualmente en los sistemas de distribución públicos de España, Italia y Japón.

10.3.3. PUESTA A TIERRA POR RESISTENCIA

Esquema de bloque Se conecta intencionadamente una resistencia entre el punto neutro y la tierra.

Técnica de funcionamiento En este tipo de sistemas eléctricos, la impedancia resistiva limita la corriente de defec to a tierra Ik1 pero permite aun así la evacuación satisfactoria de las sobretensiones. No obstante, se deben utilizar unidades de protección para corregir automáticamente el primer fallo. En los sistemas eléctricos que alimentan a las máquinas giratorias, la resistencia se calcula de tal manera que se obtenga una corriente de defecto Ik1 de 15 a 50 A. Esta corriente baja debe ser no obstante IRN u 2 Ic (donde Ic es la corriente capacitiva total del sistema eléctrico) para reducir las sobretensiones de conmutación y permitir una detección sencilla. En los sistemas eléctricos de distribución, se utilizan valores más altos (de 100 a 500 A en líneas aéreas, y 1.000 A en subterráneas) ya que son más fáciles de de tectar y permiten la evacuación de las sobretensiones debidas a rayos.

Ventajas Este sistema constituye un buen compromiso entre una corriente de defecto baja y una evacuación de máxima tensión satisfactoria. No requiere equipos con aislamiento de fase a tierra dimensionados para la tensión entre fases. Las unidades de protección son sencillas y selectivas, y la corriente está limitada. Inconvenientes La continuidad del servicio de la unidad de alimentación defectuosa se degrada y los fallos a tierra deben corregirse en cuanto se produzcan (disparo en el primer fallo). Cuanto mayores sean la tensión y la corriente limitadas, mayor será el coste de la resistencia de la puesta a tierra. Puesta a tierra de neutro Si el punto neutro es accesible (bobinados conectados en estrella con un neutro accesible), la resistencia de la puesta a tierra se puede conectar entre el neutro y la tierra (fi g. 8) o a través de un transformador monofásico con una carga resistiva equivalente en el bobinado secundario (fi g. 9).

Cuando el neutro no es accesible (bobinado conectado en triángulo) o cuando el estudio del sistema de protección muestra que es adecuado, se crea un punto neutro artificial mediante un generador homopolar conectado a las barras de bus; consta de un transformador especial con una reactancia nula muy baja.

Transformador en estrella-triángulo con un neutro primario conectado a tierra per manentemente y conexión en triángulo que incluye una resistencia limitadora (aisla miento de baja tensión, por lo tanto, la solución más económica) (fi g. 10). Transformador en estrella-triángulo con una resistencia limitadora (aislamiento de alta tensión) entre el punto neutro primario y la tierra, y una conexión en triángulo cerrada (sin resistencia); esta solución se suele utilizar menos (fi g. 11).

Funciones de protección Para detectar una corriente de defecto Ik1 que sea baja, se necesitan funciones de protección distintas a la máxima intensidad de fase (fi g. 12). Estas funciones de protección de “fallo a tierra” detectan corrientes de defecto: Directamente en la puesta a tierra del neutro 1. O en el sistema eléctrico mediante la suma vectorial de las 3 corrientes medidas por: 3 sensores de intensidad que alimentan a las unidades de protección 2. O un toroidal 3: método preferido debido a su mayor precisión. El umbral se establece según la corriente de defecto Ik1 calculada sin tener en cuen ta la impedancia nula de la fuente y de la conexión en relación con la impedancia RN, de conformidad con dos normas: Ajuste de 1,3 veces la corriente capacitiva del sistema eléctrico aguas abajo de la unidad de protección. Ajuste en el rango del 10 al 20% de la corriente de defecto a tierra máxima. Asimismo, si se utilizan 3 TI para la detección, según las tecnologías actuales, el ajuste debería estar entre el 5 y el 30% de la intensidad nominal del TI para tener en cuenta la incertidumbre relacionada con: La asimetría de la corriente transitoria. La saturación del TI. La dispersión del rendimiento. Aplicaciones Sistemas de distribución públicos e industriales de MT.

10.3.4. PUESTA A TIERRA POR BAJA REACTANCIA

Esquema de bloque Se conecta intencionadamente una reactancia entre el punto neutro y la tierra. Para las tensiones de sistemas eléctricos superiores a 40 kV, es preferible utilizar una reactancia que no sea una resistencia debido a las dificultades que surgen de la emisión de calor en caso de producirse un defecto (fi g. 13). Técnica de funcionamiento En este tipo de sistemas eléctricos, una impedancia inductiva limita la corriente de de fecto a tierra Ik1 pero permite aun así la evacuación satisfactoria de las sobretensiones. No obstante, se deben utilizar unidades de protección que corrijan automáticamente el primer defecto. Para reducir las sobretensiones de conmutación y permitir una detección sencilla, la corriente IL debe ser muy superior a la corriente capacitiva total de Ic del sistema eléctrico. En los sistemas de distribución, se utilizan valores más altos (de 300 a 1.000 A) ya que son más fáciles de detectar y permiten la evacuación de las sobretensiones de bidas a rayos. Ventajas

• Este sistema limita la amplitud de las corrientes de defecto. • La selectividad de la protección es fácil de instalar si la corriente limitadora es

muy superior a la corriente capacitiva en el sistema eléctrico. • La bobina tiene una baja resistencia y no disipa una gran cantidad de energía

térmica; se puede reducir, por lo tanto, el tamaño de la bobina. • En los sistemas de alta tensión, esta solución es más rentable que la puesta a

tierra por resistencia. Inconvenientes

• La continuidad del servicio de la unidad de alimentación defectuosa se degrada; los fallos a tierra deben corregirse en cuanto se produzcan (disparo en el primer defecto).

• Una vez corregidos los fallos a tierra, se pueden producir sobretensiones altas debido a la resonancia entre la capacidad del sistema eléctrico y la reactancia.

Puesta a tierra de neutro Si el punto neutro está accesible (bobinados conectados en estrella con un neutro accesible), se puede conectar la reactancia de la puesta a tierra entre el neutro y la tierra. Cuando el neutro no está accesible (bobinados conectados en triángulo) o cuando el estudio del sistema eléctrico muestra que es adecuado, se crea un punto neutro artificial mediante una bobina de punto neutro conectada a las barras; consiste en una bobina en zigzag con un neutro accesible (fi g. 14). La impedancia entre las dos partes del bobinado, básicamente inductiva y baja, limita la corriente a los valores que siguen siendo superiores a 100 A. Se puede añadir una resistencia limitadora entre el punto neutro de la bobina y la tierra para reducir la amplitud de la corriente de defecto (aislamiento de AT). Funciones de protección El ajuste de protección está en el rango del 10 al 20% de la corriente de defecto máxima. La función de protección es menos restrictiva que en el caso de una puesta a tierra por resistencia, especialmente si se considera el valor alto de ILN cuando Ic es menor que la corriente limitada. Aplicaciones Sistemas de distribución públicos e industriales de MT (corrientes de varios centenares de amperios).

Fig. 13. Puesta a tierra con neutro accesible. Fig. 14. Puesta a tierra con neutro inaccesible.

10.3.5. PUESTA A TIERRA POR REACTANCIA DE COMPENSACIÓN Esquema de bloque Se introduce una reactancia ajustada a la capacidad total de fase a tierra del sistema eléctrico entre el punto neutro y la tierra para que la corriente de defecto sea cercana a cero en caso de que se produzca un fallo a tierra (fi g. 15). Técnica de funcionamiento Este sistema se utiliza para compensar una corriente capacitiva en el sistema eléctrico. La corriente de defecto es la suma de las corrientes que fluyen a través de los circuitos siguientes: Circuito de puesta a tierra por reactancia. Capacidades de fase libres de fallos con respecto a tierra. Las corrientes se compensan entre sí debido a que: Una es inductiva (en el circuito de puesta a tierra). La otra es capacitiva (en las capacidades de fase libres de fallos). Se suman, por lo tanto, en fase opuesta. En la práctica, debido a la ligera resistencia de la bobina, hay una corriente resistiva de algunos amperios (fi g. 16).

Ventajas El sistema reduce la corriente de defecto, incluso si la capacidad de fase a tierra es alta: extinción espontánea de fallos a tierra no permanentes. La tensión de contacto está limitada a la ubicación del fallo. La instalación sigue en servicio incluso en el caso de un fallo permanente. El primer defecto se indica mediante la detección de la corriente que fluye a través de la bobina. Inconvenientes El coste de la puesta a tierra por reactancia puede ser alto ya que se debe modificar la reactancia para adaptar la compensación. Es necesario asegurarse de que la corriente residual en el sistema eléctrico durante el defecto no presenta ningún peligro para las personas o los equipos. Existe un alto riesgo de sobretensiones transitorias en el sistema eléctrico. El personal debe estar presente para la supervisión de la instalación. Es difícil instalar una selectividad de protección para el primer defecto. Función de protección La detección del fallo se basa en el componente activo de la corriente residual. El fallo crea corrientes residuales a través del sistema eléctrico, pero el circuito de fectuoso es el único a través del cual fl uye la corriente residual resistiva. Además, las unidades de protección deben tener en cuenta los fallos repetitivos au toextinguibles (fallos recurrentes). Cuando la reactancia de la puesta a tierra y la capacidad del sistema eléctrico se ajustan a 3 LN C ω2 = 1:

• La corriente de defecto es mínima. • Es una corriente resistiva. • El fallo es autoextinguible. La reactancia de compensación se denomina bobina de extinción o bobina Pe tersen. Aplicación Sistemas de distribución públicos e industriales de MT con alta corriente capacitiva.

10.3.6. NEUTRO CONECTADO A TIERRA PERMANENTEMENTE Esquema de bloque Se configura intencionadamente una conexión eléctrica con impedancia nula entre el punto neutro y la tierra. Técnica de funcionamiento Como el neutro está conectado a tierra sin impedancia limitadora, la corriente de defecto de fase a tierra Ik1 es prácticamente un cortocircuito de fase a neutro, y es, por lo tanto, alta (fi g. 17). El disparo se produce en cuanto ocurre el primer defecto de aislamiento. Ventajas Este sistema es perfecto para evacuar sobretensiones. Se pueden utilizar equipos con un aislamiento dimensionado para la tensión de fase a neutro. No se requieren unidades de protección específicas: se pueden utilizar unidades de protección de máxima intensidad de fase normales para corregir los fallos a tierra permanentes. Inconvenientes Este sistema presenta todos los inconvenientes y riesgos de la corriente de defecto a tierra alta: máximo nivel de daños y perturbaciones. No hay continuidad del servicio en la unidad de alimentación defectuosa. El peligro para el personal es elevado durante los fallos porque las tensiones de contacto creadas son altas. Función de protección Los fallos de impedancia se detectan mediante una unidad de protección de fallo a tierra temporizado (ANSI 51N), configurada en el rango de la corriente nominal. Aplicaciones Este tipo de sistemas no se utiliza en los sistemas eléctricos aéreos o subterráneos europeos de MT, pero es predominante en los sistemas de distribución norteamericanos. En los sistemas eléctricos norteamericanos (sistemas aéreos), entran en juego otras características para justificar la elección:

• Conductor de neutro distribuido. • Distribución trifásica o bifásica + neutro o fase + neutro.

• Uso del conductor de neutro como conductor de protección con puesta a tierra sistemática en cada polo de transmisión.

Este tipo de sistemas puede utilizarse cuando la potencia del cortocircuito de la fuente es baja.

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