INFORME FINAL 2

LABORATORIO DE MAQUINAS ELÉCTRICAS

“EL TRANSFORMADOR TRIFASICO”

Determinación de parámetros y su comportamiento bajo carga

Antofagasta, 9 de Diciembre de 2005

I. INTRODUCCIÓN.

El transformador, es un dispositivo que no tiene partes móviles, el cual transfiere la energía eléctrica de un circuito u otro bajo el principio de inducción electromagnética. La transferencia de energía la hace por lo general con cambios en los valores de voltajes y corrientes.

Casi todos los sistemas importantes de generación y distribución de potencia del mundo son, hoy en día, sistemas de corriente alterna trifásicos. Puesto que los sistemas trifásicos desempeñan un papel tan importante en la vida moderna, es necesario entender la forma como los transformadores se utilizan en ella.

Considerables ventajas son las que ganan con el uso de un solo transformador trifasico en lugar de tres unidades monofasicas de la misma capacidad total. Las ventajas son rendimiento incrementado, tamaño reducido, peso reducido y menor costo. Una reducción del espacio es una ventaja desde el punto de vista estructural en estaciones generadoras o bien subestaciones.

II. OBJETIVOS.

Este tema tiene por objeto estudiar, experimentalmente, las diferentes conexiones de los transformadores trifásicos. También estudiar sus características de comportamiento en vacío.

III. CUESTIONARIO PREVIO.

Explique la razón de normalizar las conexiones de transformadores trifásicos.

La normalización de las conexiones trifásicas del transformador obedece, en principio, a mantener una equiparidad en la aplicación de los distintos grupos de conexión.

Además, debemos de tener en cuenta en cada una de estas conexiones poseen un desfase diferente entre sí, en el caso de conectar los transformadores en paralelo. Por ejemplo, el funcionamiento de los transformadores en paralelo que pertenecen a distintos grupos es imposible, debido a que en alguno de estos casos la corriente circulante excederá varia veces el valor nominal.

Esto nos ayuda a entender él porque da la normalización, ya que sin ellas se producirá un desconocimiento general de los efectos producidos por cada una de las conexiones

Explique en que casos es conveniente utilizar las siguientes conexiones y cual es la aplicación:

a) Conexión delta -delta.

Se utiliza esta conexión cuando se desean mínimas interferencias en el sistema. Además, si se tiene cargas desequilibradas, se compensa dicho equilibrio, ya que las corrientes de la carga se distribuyen uniformemente en cada uno de los devanados. La conexión delta-delta de transformadores monofásicos se usa generalmente en sistemas cuyos voltajes no son muy elevados especialmente en aquellos en que se debe mantener la continuidad de unos sistemas. Esta conexión se emplea tanto para elevar la tensión como para reducirla.

En caso de falla o reparación de la conexión delta-delta se puede convertir en una conexión delta abierta-delta abierta.

Fig.1. Conexión Delta-Delta.

b) Conexión estrella-delta.

La conexión estrella-delta es contraria a la conexión delta-estrella; por ejemplo en sistema de potencia, la conexión delta-estrella se emplea para elevar voltajes y la conexión estrella-delta para reducirlos. En ambos casos, los devanados conectados en estrella se conectan al circuito de más alto voltaje, fundamentalmente por razones de aislamiento. En sistemas de distribución esta conexión es poco usual, salvo en algunas ocasiones para distribución a tres hilos.

Fig. 2. Conexión Estrella-Delta.

c) Conexión estrella-estrella.

Las corrientes en los devanados en estrella son iguales a las corrientes en la línea. Si las tensiones entre línea y neutro están equilibradas y son sinuosidades, el valor eficaz de las tensiones respecto al neutro es igual al producto de 1/"3 por el valor eficaz de las tensiones entre línea y línea y existe un desfase de 30º entre las tensiones de línea a línea y de línea a neutro más próxima.

Las tensiones entre línea y línea de los primarios y secundarios correspondientes en un banco estrella-estrella, están casi en concordancia de fase.

Por tanto, la conexión en estrella será particularmente adecuada para devanados de alta tensión, en los que el aislamiento es el problema principal, ya que para una tensión de línea determinada las tensiones de fase de la estrella sólo serían iguales al producto 1/ "3 por las tensiones en el triángulo.

Fig. 3. Conexión Estrella-Estrella.

d) Conexión delta-estrella.

La conexión delta-estrella, de las más empleadas, se utiliza en los sistemas de potencia para elevar voltajes de generación o de transmisión, en los sistemas de distribución (a 4 hilos) para alimentación de fuerza y alumbrado.

Fig. 4. Conexión Delta-Estrella.

3. Que importancia tiene la conexión a tierra de los neutros de transformadores trifásicos, en su comportamiento en vacío.

Su importancia radica en que por medio del neutro es posible la circulación de las corrientes armónicas y con esto se logra variar la distorsión de la señal de entrada. De existir esta distorsión, también se transmitirá al secundario y por ende, a las cargas conectadas a el.

4. Que efecto produce un terciario en una conexión Delta, en transformadores trifásicos funcionando en vacío.

El diseño de los devanados terciarios está determinado por las conexiones del sistema y los resultados que se espera obtener del triángulo de terciarios.

Por ejemplo, si están aislados los neutros de los primarios y los secundarios y el triángulo de terciarios no alimenta a carga alguna, las únicas corrientes que pueden circular por los devanados terciarios son los terceros armónicos o corrientes de excitación de secuencia cero y en consecuencia, los devanados pueden ser relativamente finos. Sin embargo, el neutro de la estrella de alta tensión suele estar puesto a tierra, y a veces lo están ambos neutros. En estas condiciones las averías de puesta a tierra de las líneas de alta tensión pueden inducir corrientes muy intensas en los terciarios y éstos deberán poder soportar el calentamiento y las fuerzas mecánicas ocasionadas por ellas. A menudo, el triángulo de terciarios alimenta una carga.

Por ejemplo circuitos auxiliares de una subcentral, o condensadores estáticos para regulación del factor de potencia y de la tensión. En estas condiciones el triángulo de terciarios debe soportar los efectos de cortocircuitos entre sus propios terminales.

5. En que tipo de transformadores trifásicos las fases tienen independencia magnética. En que tipo son dependientes

En los transformadores de columna existe dependencia magnética. Como muestra la figura, los flujos son mutuamente dependientes.

Fig.7. Transformador tipo columna en que muestra dependencia magnética-

Al llegar al punto c, estos flujos se suman dando origen a 3I0. Si uno de estos flujos varia, los otros también lo hacen para compensar la suma 3I0.

En el caso de transformadores acorazados, existe independencia magnética. Como se aprecia en la figura, cada una de las bobinas tiene una circulación de flujo independiente de otra.

Fig.8. Transformador tipo acorazado que muestra independencia magnética.

6. Como se relaciona el circuito equivalente por fase con las mediciones trifásicas.

Los circuitos se pueden relacionar mediante las siguientes ecuaciones:

S3ð= Potencia aparente por fase

If = Corriente de fase

I1 = Corriente de línea

V1 = tensión de línea

Vf : tensión por fase

Suponiendo que el sistema trifásico esta en equilibrio, se tiene que:

Van = Vfn

Ian = Ifn

San = Ian * Vfn => San = Sf

Vfn = V1 /3

San = Sf =

Subestación eléctricaDe Wikipedia, la enciclopedia libreSaltar a navegación, búsqueda

Subestación eléctrica elevadora.

Una subestación eléctrica es una instalación destinada a modificar y establecer los niveles de tensión de una infraestructura eléctrica, con el fin de facilitar el transporte y distribución de la energía eléctrica. Su equipo principal es el transformador.

Como norma general, se puede hablar de subestaciones eléctricas elevadoras, situadas en las inmediaciones de las centrales generadoras de energía eléctrica, cuya función es

elevar el nivel de tensión, hasta 132, 220 o incluso 400 kV, antes de entregar la energía a la red de transporte. Las subestaciones eléctricas reductoras, reducen el nivel de tensión hasta valores que oscilan, habitualmente entre 13,2, 15, 20, 45 ó 66 kV y entregan la energía a la red de distribución. Posteriormente, los centros de transformación reducen los niveles de tensión hasta valores comerciales (baja tensión) aptos para el consumo doméstico e industrial, típicamente 400 V.

La razón técnica que explica por qué el transporte y la distribución en energía eléctrica se realizan a tensiones elevadas, y en consecuencia, por qué son necesarias las subestaciones eléctricas es la siguiente:

Las pérdidas de potencia que se producen en un conductor por el que circula una corriente eléctrica, debido al Efecto Joule, son directamente proporcionales al valor de esta ( ).

La potencia eléctrica transportada en una red es directamente proporcional al valor de su tensión y al de su intensidad ( ).

Por tanto, cuanto mayor sea el valor de la tensión, menor deberá ser el de intensidad para transmitir la misma potencia y, en consecuencia, menores serán las pérdidas por efecto Joule.

Además de transformadores, las subestaciones eléctricas están dotadas de elementos de maniobra (interruptores, seccionadores, etc. y protección fusibles, interruptores automáticos, etc. que desempeñan un papel fundamental en los procesos de mantenimiento y operación de las redes de distribución y transporte.

[editar] Avances en la maniobrabilidad

Uno de las maniobras más habitual y a la vez, más peligrosa, que se realiza en una subestación eléctrica es la apertura y cierre de interruptores, debido a que, el carácter inductivo de los circuitos, presenta rechazo al corte en la circulación de la intensidad eléctrica que se produce en la apertura de un interruptor.

Pueden aparecer incluso, arcos eléctricos que liberan una gran cantidad de energía, y que pueden resultar peligrosos para las personas e instalaciones.

Los avances tecnológicos y las mejoras de diseño, han permitido sustituir los interruptores eléctricos convencionales, con corte al aire, por interruptores blindados, que realizan el corte en un gas, hexafloruro de azufre (SF6), que impide la formación de arcos y la propagación de la llama.

LABORATORIO DE MAQUINAS ELÉCTRICAS

“EL TRANSFORMADOR MONOFASICO”

Determinación de parámetros y su comportamiento bajo carga

Antofagasta, 9 de Diciembre de 2005

INDICE

I.- Objetivos 2

II.- Introducción 3

III.- Marco Teórico 4

a.- Prueba de Vacío

b.- Prueba de Cortocircuito

IV.- Características de funcionamiento de un transformador

monofásico de dos enrollados 6

a.- Factor de Regulación

b.- Rendimiento

V.- Medición de Resistencia 9

VI.- Desarrollo de la Experiencia 10

VII.- Materiales 25

VIII.-CONCLUSION 26

IX.- Bibliografía 27

I.- Objetivos

Determinar los valores y características de los parámetros del Transformador Monofásico de dos enrollados.

Estudiar el comportamiento bajo carga del Transformador Monofásico de dos Enrollados.

Aprender a realizar las mediciones en el transformador a través de los métodos de Prueba de Vacío, Prueba de Cortocircuito.

ii.-Introduccion

El siguiente informe, presenta el estudio de los métodos que existen para determinar los parámetros de un Transformador Monofásico de dos enrollados, estos métodos son:

- Prueba de Vacío

- Prueba de Cortocircuito.

En donde al realizar cada prueba se realizaron las mediciones de corriente, voltaje, potencia y temperatura.

También contiene el estudio del Transformador Monofásico de dos enrollados bajo carga, donde se desarrollaron los siguientes puntos:

- Factor de Regulación.

- Eficiencia.

Cabe señalar que estos puntos son las principales características de un Transformador en funcionamiento, que permite la elección entre varios Transformadores.

iii.-Marco Teorico

Para determinar estos parámetros se puede realizar a través de dos pruebas, las cuales son: Prueba de Vacío y Prueba de Cortocircuito.

a.- Prueba de Vacío:

Consiste en aplicar una tensión nominal V1 en cualesquiera de los enrollados del transformador, con el otro enrollado abierto, se le aplica al lado 1 voltaje y frecuencia nominal, registrándose las lecturas de la potencia de entrada en vacío P0 y la corriente en vacío I1. Es obvio que los únicos parámetros que tienen que ser considerados en la prueba de vació son Rm y jXm, la impedancia de dispersión, R1 +jX1, no afecta a los datos de prueba. Usualmente, la tensión nominal se aplica al enrollado de baja tensión. La figura 1, muestra el circuito de prueba utilizado.

Figura 1: Circuito Equivalente para la condición en Vacío

Nuestros parametros nos quedan:

; Ec.1

; Ec.2

Es válido mensionar que Im se calcula con la ecuación 3

; (Ec.3)

b.- Prueba de cortocircuito:

Esta prueba se realiza a voltaje reducido, hasta que circule una corriente nominal por el circuito. En este caso no se toma la rama de magnetización, esto es debido a que solo se requiere un pequeño voltaje

para obtener las corrientes nominales en los embobinados debido a que dicha impedancias son limitadas por la impedancia de dispersión de los embobinados, por lo tanto la densidad de flujo en el núcleo será pequeña en la prueba de cortocircuito, las pérdidas en el núcleo y la corriente de magnetización será todavía más pequeña. La tensión reducida Vcc, llamada frecuentemente tensión de impedancia, se soluciona para que la corriente de cortocircuito Icc no ocasione daño en los enrollamientos. Se escoge usualmente Icc como la corriente de plena carga (nominal). Usualmente esta prueba se hace por el lado de alto voltaje (para que la corriente sea mas pequeña).

Figura 2: Circuito equivalente para la condición de cortocircuito

La potencia del cortocircuito es la perdida total en el cobre del transformador. Debido al efecto pelicular, Pcc puede ser mayor que las perdidas óhmicas en el cobre.

De la figura 2, obtenemos lo siguiente:

; (Ec.4)

; (Ec.5)

; (Ec.6)

Zeq, Xeq y Req son conocidas por impedancia equivalente, reactancia equivalente y resistencia equivalente, respectivamente.

Si V1 = V2, podemos decir que:

; (Ec.7)

Deberá notarse nuevamente que los parámetros están en funcion del enrrollamiento en el que se toman las lecturas de los instrumentos.

Ya que la resistencia equivalente Req es la suma de R1 y R'2 se deduce que:

; (Ec.8)

iV.-Características De Funcionamiento De Los Transformadores Monofásicos De Dos Enrollados.

La regulación y la eficiencia son las dos características de mayor importancia en el funcionamiento de los transformadores. Los cuales son usados en sistemas de potencia para la transmisión y distribución de energía.

Factor de Regulación:

La regulación de voltaje es una medida de la variación de tensión de salida de un transformador, cuando la corriente de carga con un factor de potencia constante varia de cero a un valor nominal. Considérese los dos embobinados del transformador mostrado en la figura 4-a. La carga esta conectada al lado2 y la fuente de voltaje al lado 1.Supongamos que el transformador esta entregando a la carga una corriente nominal a un voltaje nominal y con un factor de potencia específico. La fuente de voltaje es ajustada para obtener voltaje constante a este valor y la carga es desconectada del transformador, el voltaje de salida del transformador cambiará; la diferencia entre los valores del voltaje de salida cuando está sin carga, y el nominal a plena carga, expresada como una fracción del valor nominal, es definida como la regulación del voltaje nominal del transformador a un factor de potencia específico. La ecuación 9 representa el factor de regulación en porcentaje.

; (Ec.9)

Como generalmente, la corriente de excitación será pequeña comparada con la corriente nominal de un transformador de núcleo de hierro, la rama en derivación consiste de Rm y Xm puede no considerarse para cálculos de regulación de voltaje. Este circuito equivalente simplificado referido al lado 2 se muestra en la siguiente Figura 3-b.

Como el transformador está entregando la corriente nominal IL2 a un factor de potencia COS (L), el voltaje de carga es V2. El correspondiente voltaje de entrada es V1 / a referido al lado 2. Cuando la carga se remueve, manteniendo el voltaje de entrada constante se observara en la figura 4.b que el voltaje en los terminales de carga, cuando IL2 = 0, es V1 / a, luego la ecuación 10 representa el factor de regulación de voltaje, en porcentaje, no considerando la rama de magnetización.

; (Ec.10)

Donde:

; (Ec.11)

Los terminos V2, IL2 son los valores nominales

Figura 3-a: Transformador de núcleo de hierro de dos enrrollados alimentando una carga inductiva (ZL2).

Figura 3-b:Circuito equivalente aproximado referiodo al lado 2 del transformador ilustrado en 3a.

b.- Rendimiento:

Supongamos el transformador de núcleo de hierro exhibido en la fígura 3-a. Supóngase que el voltaje de la salida se mantiene constante al valor nominal y el transformador formado con factor de potencia COS (L), está entregando a la carga, una corriente IL2 (no es necesariamente el valor nominal). Las pérdidas en el transformador son los que se tienen en el núcleo debida a la histéresis, a las corrientes parásitas y la óhmicas en las resistencias de los enrrollamientos. Por Pc se presentan las pérdidas en el núcleo; como las pérdidas en el núcleo son dependientes de la densidad de flujo y la frecuencia puede considerarse que Pc permanece constante en el tiempo si el voltaje de salida y la frecuencia se mantienen constantes en el tiempo. Las pérdidas óhmicas en los enrrollamientos, están en función de la corriente. A cualquier corriente IL2, kas pérdidas óhmicas totales en el transformador son I2L2 Req2; estas pérdidas son llamadas pérdidas en el cobre, luego ka ecuación 12, representa el rendimiento del transformador.

; (Ec.12)

; (Ec.13)

Si IL2 es la corriente nominal, entonces se obtiene la eficiencia nominal del transformador.

V.- Mediciones De Resistencia (Método volmetro - Ampermetro)

Este método de medición de la resistencia de los devanados consiste en aplicar una tensión continua en uno de los devanados y medir la corriente existente en ese instante, luego conocidos estos valores es posible calcular la resistencia de los devanados en corriente continua mediante Ley de Ohm. En el caso de transformadores pequeños, la resistencia óhmica de los devanados (corriente continua) suelen considerarse iguales a sus resistencias efectivas (corriente alterna).

Cabe señalar que en la ejecución de esta experiencia, el valor de la resistencia no se realizó por el método de Volmetro-Ampermetro. Si no que se realizo directamente a través de un multímetro en cada uno de sus conectores, o sea en el enrollado primario y en los secundarios.

VI.-PROCEDIMIENTO:

Medición de Resistencia: Medir la resistencia de los enrollados primario y secundario. Hacer tres mediciones. Medir la temperatura.

Primario [!] Secundario 1 [!] Secundario 2 [!]

0.7 0.6 0.6

0.6 0.6 0.6

0.7 0.5 0.7

Prueba de Vacío: Alimentar el transformador por el enrollado de baja tensión, con el enrollado de alta tensión en circuito abierto.

Variando la tensión aplicada desde el 50% al 120% de la tensión nominal de este enrollado, medir:

Tensión aplicada al lado de B.T.

Corriente

Potencia

Tensión inducida en el enrollado de A.T.

Temperatura al comienzo y final de la prueba.

NOTA: En forma específica, determínese la medida que corresponde al 100% de la tensión nominal, que es la usualmente utilizada en la prueba de vacío.

Voltaje Baja [V] Voltaje Alta [V] Corriente [A] Potencia [W]

110 114.7 0.19 10

135 140.9 0.24 1

160 167.0 0.32 20

185 192.9 0.40 21

210 218.8 0.54 30

217 226 0.60 31

Prueba de cortocircuito: Alimentar el transformador por el enrollado de alta tensión, con el enrollado de B.T. en cortocircuito.

Variando la tensión aplicada al enrollado de A.T. de modo que la corriente varíe de un 15% (0.6 [A]) a un 100% (4.5 [A]) (basta con 2 puntos solamente) de la corriente nominal de este enrollado, medir:

Corriente

Tensión

Potencia

Medir la temperatura al comienzo y al final de la prueba.

En forma específica determínese la medida que corresponda al 100% de la corriente nominal, que es la que usualmente se emplea en la prueba de cortocircuito.

Corriente [A] Voltaje [V] Potencia [W]

0.61 0.9 0.0

1.5 2.52 0.1

3.0 5.09 10

4.55 7.51 30

Comportamiento bajo carga. Confeccionar el circuito mostrado en la figura, estudiar el comportamiento en carga del transformador.

Ajustando la tensión en el primario en su valor nominal, aplicar carga en el secundario con factor de potencia unitario, en tramos de 0, ¼, ½, ¾, 1 y 5/4 de la carga nominal del transformador y medir:

Tensión en el primario (nominal)

Tensión en el secundario

Corriente en el primario

Corriente en el secundario

Potencia en el lado primario

Potencia en el lado secundario

Factor de potencia en el lado primario

Factor de potencia en el lado secundario

Carga [!]

Voltaje Primario[V]

Voltaje Secundario[V]

Corriente Primario[A]

Corriente Secundario[A]

Potencia Primario[W]

Factor de Potencia:

Cos

0 200.0 104.3 0.48 0.07 30 62

200.1 99.87 3.43 6.2 670 12

200.4 97.47 5.7 10.5 1100 10

200.3 96.86 6.0 11.1 120 10

Datos del Transformador:

Model :9-0363-10

Hz :50

Pri.Volt :220

Sec.Vlt :110/220

Sec.Amp :9.1/4.5

VA :1000

Temp :80°C

- A partir de los datos de la prueba en vacío obtuvimos las siguientes curvas:

I0 = I0(V0) ; (I0 v/s V0)

Gráfico 1: voltaje v/s corriente.

De la curva de corriente en función del voltaje, obtenidos de la prueba en vacío, en el grafico 1, se observa que la curva trazada tiene un comportamiento similar a la de una exponencial. Es decir, a medida que el voltaje sube, lo hace también la corriente, hasta llegar a un punto máximo.

P0 = P0(V0); (P0 v/s V0)

Grafico 2: potencia v/s voltaje.

De la curva de potencia en función del voltaje, obtenidos de la prueba en vacío, en el grafico 2, se observa que la curva trazada tiene un comportamiento que tiende a ser lineal en ciertos tramos, por lo que la potencia y el voltaje están proporcionalmente relacionados.

a = a(V0) ; (a v/s V0), donde a=Valta/Vbaja

Gráfico 3: a(Vo) v/s voltaje.

De la curva de razón de transformación en función del voltaje, obtenidos de la prueba en vacío, en el grafico 3, se observa que la curva trazada, tiende a ser un poco irregular, pero después pasa a mantenerse constante, ya que en la teoría se supone que a es constante, aquí se observa que difiere un poco, hasta llegar a voltajes cercanos al voltaje nominal, en los cuales la curva se mantiene casi constante.

2.- Con los valores nominales obtenidos en la prueba en vacío se procedió a calcular los parámetros de excitación gc y bm.

gm: conductancia del flujo principal.

bm: reactancia del núcleo.

Estos parámetros fueron obtenidos utilizando los valores I0, V0, P0 de la tabla correspondientes al 100% de la tensión nominal que es la que se utiliza en la prueba en vacío.

Io = 0.193 [A]

V0 = 110 [V]

P0 = 10 [W]

= 0.0017

0.0008

018

3.- A partir de los datos obtenidos, se calcula los valores de resistencia equivalente en corriente continua del transformador, referida a la temperatura de la prueba de cortocircuito y a la temperatura a 75 °.

4.- Para los mismos valores de corriente de la prueba de cortocircuito, calcule las pérdidas en la resistencia equivalente Req medida en corriente continua

Icc Vcc Req =Vcc/Icc

0.61 0.90 1.48

1.50 2.52 1.68

3.00 5.09 1.69

4.55 7.51 1.65

5.- A partir de los datos de la prueba de cortocircuito obtuvimos las siguientes curvas:

a) Vcc = Vcc ( Icc) ; (Vcc v/s Icc)

Gráfico 4: voltaje v/s corriente en corto circuito.

De la curva de voltaje en función de la corriente, obtenidos de la prueba en cortocircuito, en el grafico 4, se observa que la curva trazada tiene un comportamiento en que mientras la corriente aumenta, también lo hace el voltaje, pero llega a un punto en que se puede decir que se satura, o sea, que mientras la corriente aumente, el voltaje se mantendrá constante.

b)Wcc= Wcc ( Icc) ; (Wcc v/s Icc)

Gráfico 5: potencia v/s corriente en prueba de corto circuito.

De la curva de potencia en función de la corriente, obtenidos de la prueba en cortocircuito, en el grafico 5,se observa que la curva trazada tiende a ser lineal, por lo que se puede decir que la potencia y la corriente en la prueba de cortocircuito están relacionados proporcionalmente.

c)Req(DC)Icc2 en funcion de Icc

Gráfico 6: Req(DC) Icc2 v/s corriente en corto circuito.

De la curva de Req(dc)Icc2 en función de Icc, obtenidos de la prueba en cortocircuito, en el gráfico 6, se observa que la curva trazada tiene un comportamiento creciente, en el que Req(dc)Icc2 crece cuando aumenta la corriente.

¿ Porque existe diferencia en las curvas b) y c)?

Dado que ambas curvas tienen una tendencia lineal, o sea que al aumentar la corriente aumenta la potencia.

Observamos que esta diferencia se debe a que la curva b) refleja la potencia del lado de alta tensión, en cambio la curva c) muestra las potencias de pérdidas en los devanados de alta tensión.

Debido a la alta corriente que se produce en esta prueba en el lado de alta, las pérdidas son mayores que las potencias medidas por el wattmetro.

¿ Qué son las perdidas de STRAY LOSSES?

Las perdidas de Stray Losses están definidas como la suma entre las perdidas fijas en el núcleo mas las perdidas variables en el núcleo.

Los watts de I2R varían directamente con la temperatura, no así las llamadas perdidas indeterminadas (Stray Losses), cuya variación es inversamente proporcional a la temperatura.

Pfijas = 10 W, obtenidas en la prueba de vacío a voltaje nominal

Pvariable = 30 W, obtenidas en la prueba de cortocircuito a corriente nominal.

6.- Con los valores nominales de la prueba en cortocircuito se calculó los valores de:

la resistencia equivalente esta dada por Req = Pcc/Icc2 = 30/4.552 = 1.44

resistencia equivalente referida a 75°C.

Req(75°) = (t2 + 234.5) * Rt1 Rt1 = Req = 1.44

(t1 + 234.5) t1 = 19°C

t2 = 75°C

Rt2 = (75 + 234.5) * 1.44 = 1.76

(19 + 234.5)

b) reactancia equivalente

Sabemos:

POR LO TANTO LA REACTANCIA EQUIVALENTE ES:

c) impedancia equivalente

d) encontrar

a=220/110=2

;

e) encontrar

;

7.- Expresar los valores de los parametros del circuito equivalente del transformador de tanto por ciento y en tanto por uno. Use como base:

a) La base propia

b) Base 10 KVA

Donde: , , , , ,

a)

=500 VA A

VA

V

pu

0.0064 pu

b) P base 10 KVA

pu

0.1279pu

8.-Usando los valores de

y en tanto por uno base propia, calcular la regulación de tensión del transformador para una carga igual a 25%, 50%, 100% de la nominal, con factor de potencia 1.

I=

%

Donde

9.- Usando los valores nominales de potencia aparente, pérdidas en vacío (w0) y pérdidas en corto circuito (wcc). Calcularemos el rendimiento para una carga igual a 25%, 50% y 100% de la nominal, con un factor de potencia 1.

El rendimiento se define como:

% =

Donde:

Potencia de salida = Psal + P0 + Pcc

% =

CARGA (%) P0 (W) Pcc Psal RENDIMIENTO (%)

10

50

100

10.- calcularemos la carga para la cual el rendimiento del transformador es máximo. Cuando la potencia en vacío es igual a las pérdidas en el cobre se produce el máximo rendimiento de un transformador, es decir:

P0 = ReqI22

Donde : P0 = 10W

Req = 1.44

Despejando I2 de la ecuación obtenemos:

I2 = = 2.635

Zmax = = = 41.745

El máximo rendimiento del transformador se obtiene cuando la carga posee un valor de 44.38.

11.- Tabulando los valores medidos y con ellos calcularemos la tensión y el rendimiento para las diferentes cargas consideradas en el punto experimental 4.

%

% =

12.- Usando los valores del circuito equivalente, medidos anteriormente, calcular para las mismas cargas del punto 4.

Rendimiento

Regulación de Tensión

13-Comprobar los valores calculados en los puntos 12.1 y 12.2 y hacer un breve, claro y completo comentario sobre las concordancias y diferencias que se presentan

Los valores calculados teóricamente tienen una diferencia con los de la experiencia bastante aceptable lo cual significa que de alguna u otra forma de trabajo los valores mostrados no carecerán de verosimilitud, pero es mejor para nosotros el trabajo investigativo y experimental, esto no significa que la teoría carece de interés para los futuros ingenieros que se introducen al tema.

En los resultados teóricos v/s los resultados prácticos en cuanto a la regulación y el rendimiento se observa claramente ciertas variaciones debido a que teóricamente el rendimiento debería ser 1 por lo cual en la practica nos dio en un margen entre 67.38% y un 82.71% y esto se debe que en la practica un transformador tiene perdidas en el núcleo (P0) y en loas devanados (RsIs2). Ahora analizando observamos que en el rendimiento es un poco mayor debido a la inductancia y dado que esta reduce el factor de potencia y consigo el rendimiento. Con respecto a la regulación es mayor, esto se debe a la inductancia, ya que esta hace que aumente la corriente.

Vii. MATERIALES UTILIZADOS EN EL LABORATORIO

Multitester TEKTRONIX

Un amperimetro de tenazas HIOKI

Dos watmetros

Conectores

1 transformador monofásico

1 fuente de C.A. y C.C.variable

ViiI.- CONCLUSIONES

Las mediciones de resistencias en los enrollados del transformador obtenidas en las pruebas realizadas, son características propias de su construcción ya que resultaron ser bastante bajas lo cual es lógico, ya que así las perdidas en el transformador son mínimas, o sea, son características propias de su construcción lo que garantiza menores perdidas.

De acuerdo a los parámetros obtenidos de conductancia de flujo principal gm y reactancia del núcleo bm, cuyos parámetros corresponden a la rama de magnetización están demostraron el porque la poca circulación de la corriente en la prueba en vacío resultaron ser lo suficientemente pequeña lo cual significa una alta impedancia y por ende la poca potencia disipada por los enrollados, lo que fue reflejado en las pequeñas perdidas en la prueba antes mencionada.

2. En la prueba de cortocircuito, debido a que la tensión aplicada es pequeña en comparación con la tensión nominal, las pérdidas en vacío o en el núcleo se pueden considerar como despreciables, de manera que toda la potencia absorbida es debida a las pérdidas por efecto joule en los devanados primario y secundario. Además, de esta prueba, se pueden obtener los parámetros de los devanados primario y secundario del transformador.

3. Cuando al transformador se le conecta una carga con factor de potencia 1, se observa que al variar la carga, en este caso al ir aumentando hasta llegar a su valor nominal, la corriente en el primario y secundario aumentan, según la relación, a=I2/I1, aumentan las potencia y aumenta el factor de potencia del primario aproximadamente a 0.99.

4. Cuando al transformador se le conecta una carga con factor de potencia 0.8 inductivo, se observa que al variar la carga, en este caso al ir aumentando hasta llegar a su valor nominal, la corriente en el primario y secundario aumentan, aumentan las potencia, pero en menor grado que en una carga con f.p=1.

5. Cuando al transformador se le conecta una carga con factor de potencia 0.8 capacitivo, se observa que al variar la carga, en este caso al ir aumentando hasta llegar a su valor nominal, la corriente en el primario y secundario aumentan, aumentan las potencia, pero en menor grado que con un f.p=0.8 inductivo.

6. La eficiencia del transformador se acerca a su comportamiento ideal cuando la carga es puramente resistiva, baja un poco su rendimiento cuando la carga tiene un f.p=0.8 inductivo, y es relativamente baja cuando la carga posee un f.p=0.8 capacitivo.

IX.- Bibliografia

1.- “Maquinas Eléctricas de Corriente Alterna”; Michael Liwschitz-Garik, Primera Edición, México 1970.

2.- “Circuitos Magnéticos y Transformadores”; E.E. Staff del M.I.T., Editorial Reverté S.A., 1981

3.- “Apuntes de Maquinas Eléctricas I”; Profesor Edward Fuentealba; 2002.

PROBLEMAS RELACIONADOS CON EL FUNCIONAMIENTO DE LAS SUBESTACIONES

LAS SUBESTACIONES ELECTRICAS

Se da el nombre de subestación eléctrica al conjunto de elementos que sirven para alimentar el servicio eléctrico de alta tensión a un local con una demanda grande de energía para obtener luz, fuerza, calefacción, y otros servicios

Las subestaciones eléctricas no obstante su elevado costo son convenientes al usuario debido a que las cuotas de consumo, medidas en alta tensión son mucho mas económicas que cuando los servicios son suministrados por la empresa en baja tensión, por lo cual, el gato inicial se compensa en poco tiempo quedando un ahorro permanente al propietario

Actualmente las subestaciones de tipo abierto para interiores han pasado a la historia los materiales modernos que hemos visto permiten la construcción de subestaciones unitarias o también llamadas compactas dentro de las cuales se disponen los aparatos y accesorios que señalan las normas de reglamento de obras e instalaciones eléctricas que son como sigue.

La subestación unitaria consta de un gabinete de medidas normalizadas fabricado de lamina rolada de frió protegida con pintura anticorrosiva en capa gruesa y tres manos de pintura auto motiva para alojar lo siguiente:

SECCION A.

Destinada al equipo de medición de la empresa que suministra el servicio el cual es alojado con las líneas alimentadoras.

SECCION B.

En esta sección se alojan las cuchilla de prueba que servirán para que la secretaria de economía nacional por conducto de su departamento de normas en casos necesarios verifique pruebas sin necesidad de desconectar el servicio, consistiendo en nueve cuchillas divididas en tres grupos

SECCION C.

Es para alojar el interruptor, seccionar y apartarrayos auto valvular, conteniendo a la vez una celda de acoplamiento para el o los transformadores.

SECCION D.

Transformador de distribución de potencia que en algunos casos pueden ser varios

SECCION E.

La celda para acoplar los gabinetes de baja tensión

Con objeto de prever fallas ocasionales y que la industria quede sin servicio en su totalidad, es necesario proveer la instalación de dos o tres o cuatro transformadores en la subestación, los que pueden ser monofásicos o trifásicos y con capacidades diferentes como los casos que vamos a tratar:

Caso 1.- Instalación de dos transformadores de la misma capacidad preparados para el caso de que uno quede fuera de servicio.

Caso 2.- Suponiendo carga de 2000 Kva; dos transformadores de 1000 Kva, en caso de falla de uno, quedará el servicio al 50 %.

Caso 3.- Suponiendo carga de 2000 Kva; pueden instalarse 3 transformadores monofásicos de 670 Kva, en caso de falla de uno, los restantes se conectan con delta abierto y suministran los dos restantes 1340 Kva.

Caso 4.- Suponiendo 2000 Kva pueden instalarse cuatro transformadores monofásicos de 670 Kva dejando fuera uno para el caso de una falla, conectarlo y tener completo el servicio.

En muchas zonas del mundo las instalaciones locales o nacionales están conectadas formando una red. Esta red de conexiones permite que la electricidad generada en un área se comparta con otras zonas. Cada empresa aumenta su capacidad de reserva y comparte el riesgo de apagones.

Estas redes son enormes y complejos sistemas compuestos y operados por grupos diversos. Representan una ventaja económica pero aumentan el riesgo de un apagón generalizado, ya que si un pequeño cortocircuito se produce en una zona, por sobrecarga en las zonas cercanas puede transmitirse en cadena a todo el país.

Muchos hospitales, edificios públicos, centros comerciales y otras instalaciones que dependen de la energía eléctrica tienen sus propios generadores para eliminar el riesgo de apagones.

REGULACIÓN DEL VOLTAJE

Las largas líneas de transmisión presentan inductancia, capacitancia y resistencia al paso de la corriente eléctrica . El efecto de la inductancia y de la capacitancia de la línea es la variación de la tensión si varía la corriente, por lo que la tensión suministrada varía con la carga acoplada.

Se utilizan muchos tipos de dispositivos para regular esta variación no deseada. La regulación de la tensión se consigue con reguladores de la inducción y motores síncronos de tres fases, también llamados condensadores síncronos. Ambos varían los valores eficaces de la inductancia y la capacitancia en el circuito de transmisión. Ya que la inductancia y la capacitancia tienden a anularse entre sí, cuando la carga del circuito tiene mayor reactancia inductiva que capacitiva (lo que suele ocurrir en las grandes instalaciones) la potencia suministrada para una tensión y corriente determinadas es menor que si las dos son iguales.

La relación entre esas dos cantidades de potencia se llama factor de potencia. Como las pérdidas en las líneas de transmisión son proporcionales a la intensidad de corriente, se aumenta la capacitancia para que el factor de potencia tenga un valor lo más cercano posible a 1. Por esta razón se suelen instalar grandes condensadores en los sistemas de transmisión de electricidad.

PRECAUCIONES PARA EL CASO DE AVERIAS EN LAS SUBESTACIONES.

PRIMERO.

Como paso más importante, desconectar toda la carga de baja tensión. JAMAS DESCONECTE CUCHILLAS CON CARGA.

SEGUNDO.

Colóquese los guantes y tome la pértiga parándose en la tarima con el tapete de hule para retirar las cuchillas principales de alimentación.

TERCERO.

Revise los fusible y reponga el daño, pero antes de volver a conectar las cuchillas principales, indique si hay algún daño en los circuitos de baja tensión.

CUARTO.

Segur de que no hay defecto en a baja tensión antes de conectar la carga meta las cuchillas principales.

Cuando la subestación este dotada de interruptor automático proceda en la misma forma: desconecte el circuito de alimentación para poder revisar el interruptor en el caso de que se desconecte al conectarlo por segunda vez.

Es muy importante no olvidar suspender el servicio de la empresa antes de tocar cualquier parte activa del interruptor el cual puede haberse botado por alguna falla en los relevadores o por algún pequeño corto circuito en los circuitos de baja tensión.

Algunas instalaciones industriales tiene colocado dentro del local de la subestación el tablero con el interruptor de baja tensión pero es aconsejable para todos conceptos tener un local o lugar apropiado para tableros de control y principal, fuera de la subestación de servicio

CONCEPTOS TÉCNICOS APLICADOS AL DISEÑO DE SUBESTACIONES

COMPONENTES DEL SISTEMA.

En sistemas de energía eléctrica de CA grandes y modernos, el sistema de transmisión y distribución funciona para entregar a usuarios en los centros de carga, la energía eléctrica en masa proveniente de fuentes de generación. Las plantas de generación incluyen por lo general :

Estaciones generadoras

Transformadores elevadores

Líneas de transmisión interconectadas

Estaciones de conmutación

Transformadores reductores

El sistema de distribución abarca

líneas primarias de distribución

bancos de transformadores de servicio

líneas secundarias o redes,

todas ellas dan servicio a las áreas de carga.

OBJETIVO DEL DISEÑO

Como parte integrante del sistema de transmisión, la subestación o estación de conmutación funciona como:

punto de conexión para líneas de transmisión,

alimentadoras de subtransmisión

Circuitos de generación y transformadores elevadores y reductores.

El objetivo del diseño de la subestación

Es proporcionar:

Máxima confiabilidad.

Flexibilidad.

Continuidad de servicio.

Satisfacer estos objetivos a los costos de inversión más bajos que satisfagan las necesidades del sistema.

NIVELES DE VOLTAJE.

Las necesidades del sistema comprenden la selección de niveles óptimos de voltaje, que dependen de las necesidades de carga y distancia de línea de transmisión implicadas. Muchas grandes plantas termoeléctricas y nucleares están ubicadas a grandes distancias de los centros de carga para aprovechar menor costo de los terrenos, abundancia de agua para enfriamiento, abastecimiento económico de combustible y consideraciones ambientales menos estrictas. Por estas razones, el uso de voltajes de transmisión de hasta 765kV se vuelve más comunes.

Las subestaciones utilizadas en los sistemas de distribución operan en clases de voltaje de 13.8 a 69 Kva. Las subestaciones de transmisión, que dan servicio a fuentes de energía eléctrica en masa, operan de 69 a 765kV. Las clases de voltaje utilizados en Estados Unidos para subestaciones grandes incluyen las de 69, 115, 138, 161, 230 y 287 Kva. (Considerando alto voltaje o clase HV), y 345, 500 y 765kV (consideradas “extra alto voltaje” o clase EHV.) En la actualidad se encuentran en etapa de planeación o construcción voltajes aun más altos, como son las de 1100 y 1500 Kva. Consideradas como “ultra alto voltaje” o clase UHV.

SISTEMAS CONVENCIONALES DE SEGURIDAD

Conexión a tierra de subestaciones.

La conexión a tierra de subestaciones es sumamente importante. Las funciones de conectar a tierra un sistema se enumeran a continuación:

Proporcionar la conexión a tierra para el neutro a tierra para transformadores, reactores y capacitores.

Constituyen la trayectoria de descarga a pararrayos de barra, protectores, espinterómetros y equipos similares.

Garantizan la seguridad del personal de operación al limitar las diferencias de potencial que puedan existir en una subestación.

Proporcionan un medio de descargar y desenergizar equipo para efectuar trabajos de conservación en el mismo.

Proveen una trayectoria de resistencia suficientemente baja a tierra, para reducir al mínimo una elevación del potencial a tierra con respecto a tierra remota.

Los requerimientos se seguridad de las subestaciones exigen la conexión a tierra de todas las partes metálicas de interruptores, estructuras, tanques de transformadores, calzadas metálicas, cercas, montajes de acero estructural de edificios, tableros de conmutación, secundarios de transformadores de medida, etc., de manera que una persona que toque el equipo o se encuentre cerca del mismo, no pueda recibir descarga peligrosa si un conductor de alto voltaje relampaguea o entra en contacto con cualquier parte del equipo arriba enumerado. En general, esta función se satisface si toda la armazón metálica con la que una persona pueda hacer contacto o que una persona pueda tocar al estar de pie en tierra, se encuentra de tal modo unida y conectada a tierra que no puedan hacer potenciales peligrosos. Esto significa que toda parte individual del equipo, toda columna estructural, etc., debe tener su propia conexión al emparrillado a tierra de la estación.

Una fuente muy útil de información con respecto a la conexión a tierra de subestaciones está contenida en la guía completa de la norma IEEE 80-1976, IEEE Guide for Safety in Substation Grounding, publicada en junio de 1976. Mucha de la siguiente información se basa en recomendaciones indicadas en la norma IEEE 80.

El sistema básico de tierra de subestaciones, utilizado en la mayor parte de las plantas eléctricas, toma la forma de una red de conductores enterrados horizontalmente. La razón por la que la red o emparrillado sean tan eficaces se atribuye a lo siguiente:

En sistemas en donde la corriente máxima de tierra puede ser muy alta, raras veces es posible obtener una resistencia de tierra que sea tan baja como para garantizar que la elevación total del potencial del sistema no alcance valores inseguros para las personas. Si éste es el caso, el riesgo puede corregirse sólo mediante el control de potenciales locales. Una rejilla es por, lo general, el modo más práctico de lograr esto último.

En subestaciones clase HV y EHV , no hay un electrodo que por sí solo sea adecuado para proporcionar la necesaria conductividad y capacidad de conducción de corriente. Sin embargo, cuando varios de ellos se conecten entre si, y a estructuras, bastidores de equipos, y neutros de circuitos que deban conectarse a tierra, el resultado es necesariamente una rejilla cualquiera que sea la meta original. Si esta red a tierra se entierra en un suelo de conductividad razonablemente buena, proporciona un excelente sistema de conexión a tierra.

El primer paso en el diseño práctico de una rejilla o emparrillado consiste en examinar el plano de recorrido del equipo y estructuras. Un cable continuo debe rodear el perímetro de la rejilla para abarcar tantas tierras como sea práctico, evitar concentración de corriente y por lo tanto gradientes elevados en puntas de cables a tierra. Dentro de la rejilla, los cables deberán colocarse en líneas paralelas y a distancias razonablemente uniformes; cuando sea práctico, deben instalarse a lo largo de hileras de estructuras o equipo para facilitar las conexiones a tierra. El diseño preliminar debe ajustarse de manera que la longitud total del conductor enterrado, incluso empalmes y varillas, sea por lo menos igual a la longitud requerida para mantener las diferencias de potencial locales dentro de límites aceptables.

Un sistema típico de rejilla para una subestación puede tener alambre desnudo de cobre trenzado, núm 4/0, de 12 a 18 pulgadas abajo del nivel y separados en forma de rejilla entre 10 y 20 pies. (Sin embargo, muchas veces se utilizan otros calibres de conductores, profundidades y separaciones entre conductores en la red.) Los alambres 4/0 de cada unión deben estar unidos firmemente entre si, y también puede estar conectada una varilla enterrada de acero y recubierta de cobre, de 5/8 de pulgada de diámetro y alrededor de 8 pies de largo. En suelos cuya resistencia sea muy elevada, puede ser conveniente enterrar las varillas a mayor profundidad. (Se han enterrado varillas hasta de 100 pies de longitud.) Un sistema típico de rejilla suele extenderse en toda la playa de distribución y , a veces, incluso unos pocos pies fuera de la cerca que rodea al edificio y el equipo.

Para asegurarse que todos los potenciales a tierra alrededor de la estación sean iguales, los diversos cables o barras a tierra de la playa y del edificio de la subestación deben unirse mediante conexiones múltiples fuertes y conectarse todos a la tierra principal de la estación. Esto es necesario para que no haya diferencias apreciables de voltaje entre los extremos de cables tendidos entre la playa de distribución y el edificio de la subestación.

Algunas corrientes elevadas de tierra, como la que pueden circular en los neutros de transformadores durante fallas a tierra, no deben aparecer en conexiones a tierra (emparrillados o grupos de varillas) de zonas pequeñas, con objeto de reducir al mínimo los gradientes de potencial en la zona que rodea las conexiones a tierra. Dichas zonas deben tener alambres de grueso calibre, para que puedan manejar adecuadamente las más difíciles condiciones de magnitud y duración de corrientes de falla.

Por lo general se utilizan cables o tiras de lámina de cobre para conexiones a tierra de bastidores de equipos. Sin embargo, los tanques de transformadores se utilizan a veces como parte de la trayectoria a tierra de pararrayos que a aquellos se conecten. Análogamente, se pueden utilizar estructuras de acero como parte de la trayectoria a tierra si se puede establecer que la conductividad, incluso la de cualquiera de las juntas, es y puede mantenerse como equivalente a la del conductor de cobre que de otra forma se requeriría. Estudios realizados por algunas compañias de electricidad han llevado a que, en forma satisfactoria, se utilicen estructuras de acero como parte de la trayectoria al emparrillado a tierra desde alambres aéreos, pararrayos, etc. Cuando se siga esta práctica, cualquier película de pintura que pudiera introducirse en las juntas y producir alta resistencia se debe eliminar y aplicarse entonces un compuesto apropiado u otro medio efectivo en la junta para evitar el subsecuente deterioro de la junta por oxidación.

Las conexiones entre los diversos alambres a tierra y la rejilla de cables y conexiones dentro de la rejilla se cables suelen hacerse con abrazaderas, y soldadura eléctrica.

Protección con relevadores.

La subestación emplea muchos sistemas de protección con relevadores para proteger el equipo asociado con la estación, los más importantes son:

a. Líneas de trasmisión que emanan de la estación.

b. Trasformadores elevados y reductores.

c. Barras de estación.

d. Falla del interruptor automático.

e. Reactores en paralelo.

f. Capacitores en paralelo y en serie.

Las subestaciones que prestan servicio en sistemas de transmisión de electricidad en circuitos clase HV, EHV Y UHV deben contar con un alto orden de confiabilidad y seguridad, para continuidad del servicio al sistema eléctrico. Se está dando cada vez más importancia a sistemas altamente perfeccionados de protección con relevadores, que deben funcionar de modo confiable a altas velocidades para normalizar fallas en líneas y estaciones, con máxima seguridad y sin desconexiones falsas.

En la actualidad, en muchos sistemas clase EHV y UHV utilizan dos juegos de conjunto de relevadores electromecánicos para protección de línea de trasmisión, con un conjunto completamente separado de relevadores de estados sólido, redundante, para contar con un segundo paquete de relevadores de protección. El uso de dos conjuntos de relevadores que operen desde transformadores separados de potencial y corriente, y desde baterías separadas de la estación, permite la prueba de relevadores sin que haya la necesidad de retirar el servicio de línea o barra protegidas. Para aplicaciones más difíciles de protecciones con relevadores , como es el caso de líneas clase EHV que utilicen capacitores en la línea, algunas compañías utilizan dos conjuntos de relevadores de estado sólido para formar los sistemas de protección.

Las terminales de relevo de líneas de trasmisión están ubicadas en la subestación, y comprenden muchos tipos diferentes de esquemas de reveladores a saber:

Sub alcance directo

Sub alcance permisible

Sobre alcance permisible

Comparación direccional

Comparación de fase

Alambre piloto.

Estos esquemas comprenden sistemas piloto de protección con relevadores, aplicables para la protección de líneas de trasmisión para grandes corrientes.

Relevadores de falla de subalcance directo.

Estos relevadores de cada terminal de la línea protegida captan una corriente de falla que entra en la línea. Sus zonas de operación deben traslaparse pero no sobrealcanzar ninguna de las terminales remotas. La operación de los relevadores de cualquier terminal inicia tanto la temperatura del interruptor automático local como la trasmisión de una señal remota y continua de desconexión con objeto de efectuar la operación instantánea de todos los interruptores automáticos remotos.

Relevadores de subalcance permisible.

La operación y equipo para este subsistema son los mismos que los del sistema de subalcance directo con la excepción de que cuentan además con unidades detectores de falla en cada terminal los detectores de falla deben sóbrealcanzar todas las terminales remotas; se utilizan para proporcionar más seguridad para supervisar una desconexión remota.

Relevadores de sobrealcance permisible.

Los relevadores de falla de cada terminal de la línea protegida captan la circulación de falla en la línea con sus zonas de operación que sobrealcazan todas las terminales remotas se quiere que tanto la operación de los relevadores de falla local como la señal de transferencia de desconexión de todas las terminales remotas abran cualquier interruptor automático.

Relevadores de comparación direccional.

La señal de canal en estos sistemas se utiliza para bloquear la desconexión en contraste a su uso para iniciar la desconexión en los tres sistemas previos. Los relevadores de falla de cada terminal de la sección de línea protegida captan la corriente de falla en la línea. Sus zonas de operación deben de alcanzar todas las terminales remotas. Se quiere unidades detectoras de falla adicionales en cada terminal para iniciar la señal de bloqueo de canal. Sus zonas de operación deben de extenderse más lejos o deben ser ajustadas en forma más sensible que los relevadores de falla de las terminales lejanas.

Relevadores de comparación de fase.

Las corrientes trifásicas de cada extremo de la línea protegida se convierten en un voltaje monofásico proporcional. Los ángulos de fase de los voltajes se comparan si se permiten con el semiciclo positivo del voltaje trasmitan un bloque de señal de media onda sobre el canal piloto. Para fallas externas estos bloques están fuera de fase de modo que en forma alternada, la señal local y luego remota produzca en esencia una señal continua para bloquear o evitar la desconexión.

Protección de barra de estación.

La protección de barra de estación merece atención muy cuidadosa dado que las fallas de barra son, como una norma, las más serias que ocurran en un sistema eléctrico. A menos que sea debidamente aislada, una falla de barra puede dar como resultado la suspensión completa del servicio de una estación. Se utilizan muchos métodos para proteger las barras de estación entre los cuales está el uso de relevadores de sobrecorriente, protección de respaldo por relevadores de zonas adyacentes de protección, esquemas de comparación direccional, etc.

A causa de la elevada magnitud de las corrientes que se producen durante fallas de barra los transformadores de corriente pueden saturarse y ocasionar desconexión falsa durante las fallas externas. La posibilidad de saturación de ca y cd durante las fallas obliga a que los transformadores de corriente, utilizados para la protección diferencial de barra, sean precisos y de la mejor calidad posible. También los transformadores de corriente deben acoplarse para tener relaciones y características similares.

Los relevadores de barra de estado sólido desarrollados en Europa se han diseñado para funcionar correctamente incluso con el empleo de transformadores de corriente de regular calidad y relaciones diferentes. Sin embargo, se considera buena práctica para utilizar los mejores transformadores de corriente que sea posible en los relevadores diferenciales de barra.

Protección de transformadores.

Los transformadores pueden estar sujetos a cortocircuitos entre alguna de sus fases y tierra, circuitos abiertos, cortocircuitos ente vuelta y vuelta y sobrecalentamiento. Los cortocircuitos entre fases son raros y pocas veces se originan como tales inicialmente, dado que los devanados de las fases por lo general están bien separados en un transformador trifásico. Las fallas suelen comenzar como fallas entre vueltas y muchas veces crecen hasta convertirse en fallas a tierra.

Es muy conveniente aislar transformadores con fallas en sus devanados tan rápidamente como sea posible, para reducir la posibilidad de incendios, con la destrucción del encargado en consecuente cambio de repuestos. La protección diferencial es el tipo preferido de protección, a transformadores debido a su sencillez, sensibilidad, selectividad y rapidez de operación. Si las razones del transformador de corriente no están perfectamente acopladas, tomando en cuentas las razones de voltaje del transformador, se requieren autotransformadores o transformadores auxiliares de corriente en los circuitos secundarios del transformador de corriente para acoplar debidamente las unidades, de modo que no circule la corriente apreciable en la bobina de operación del relevador excepto para condiciones de falla interna.

Al aplicar protección diferencial a transformadores, por lo general se requiere un poco menos de sensibilidad en los relevadores en comparación con los relevadores de generadores, puesto que deben permanecer sin operar para los cambios máximos de derivación del transformador que pudieran utilizarse. También es necesario tomar en cuenta la corriente de entrada de excitación del transformador, que

pudiera circular en un solo circuito cuando el transformador se energice al cerrar uno de sus interruptores automáticos. Como regla la operación incorrecta del relevador puede evitarse si se imponen un corto tiempo de retardo para esta condición.

Los transformadores de cambio de derivación de carga de voltaje (LTC) pueden ser protegidos por relevadores diferenciales; en esta caso también se cumplen los mismos principios de aplicar protección diferencial a otros transformadores. Es importante seleccionar cuidadosamente el relevador diferencial, de manera que el desequilibrio en los circuitos secundarios del transformador de corriente en ningún caso sea suficiente para operar el relevador bajo condiciones normales. Se sugiere que los transformadores de corriente estén acoplados en el punto medio de la escala de cambio de derivación. El error del transformador de corriente será entonces mínimo para la posición máxima de derivación en cualquier dirección.

Deben escogerse transformadores de corriente que darán una corriente de secundario alrededor de 5 A a plena carga en el transformador. Esto no será posible en todos los casos, en especial para transformadores que tengan tres o más devanados, dado que la capacidad nominal de KVA puede variar ampliamente y no ser proporcional a las capacidades nominales de voltaje.

Deben aplicarse protección de sobrecorriente como protección primaria cuando no se pueda justificar un esquema diferencial o como protección de respaldo si se uso una diferencial. Muchas veces se puede obtener protección con relevadores más rápido para circulación desde una dirección, mediante el uso relevadores direcciones de energía eléctrica.

La protección de sobrecalentamiento de transformadores, en ocasiones, tiene la finalidad de dar indicación de sobretemperatura pero raras veces para hacer una desconexión en forma automática. Los relevadores de sobrecarga del tipo de replica pueden conectarse en circuitos de transformadores de corriente, para detectar la sobrecarga de la unidad.

Otros operan a la temperatura máxima del aceite e incluso otros operan a la temperatura máxima del aceite complementada con calor proveniente de un resistor adyacente conectado a un transformador de corriente en el circuito. En el sensor recientemente desarrollado, que utiliza un dispositivo de vidrio sensible a los cambios de temperatura, se utiliza técnicas de fibras ópticas para medir la temperatura de lugares calientes en los devanados.

Protección del interruptor automático.

En años recientes se ha puesto gran atención a la necesidad de contar con protección de respaldo en el caso de falla de un interruptor automático, para normalizar una falla que siga a la recepción de una orden de desconexión proveniente de los relevadores de protección. Para cualquier falla los relevadores de protección operan para desconectar los interruptores automáticos necesarios. Además, a estos mismos relevadores de protección, junto con los relevadores detectores de falla del interruptor automático, energizarán un temporizador para iniciar el esquema de respaldo de falla de interruptor automático. Si cualquier interruptor automático no normalizara la falla, los relevadores de protección permanecerán levantados, lo que permite que los temporizadores lleguen al final del intervalo de retardo y desconecten los otros interruptores automáticos para normalizar la falla.

Una falla de interruptor automático puede ser ocasionado por pérdida de alimentación de cd de desconexión, fusibles de desconexión quemados, falla de la bobina de desconexión, falla de los eslabones de desconexión del interruptor automático o falla del mecanismo del interruptor de corriente automático. Los dos tipos básicos de fallas son: 1) mecánica 2) eléctrica del interruptor automático para normalizar la falla.

La falla mecánica ocurre cuando el interruptor automático no mueve la siguiente recepción de una orden de desconexión, como resultado de la pérdida de alimentación de CD de desconexión, la falla de la bobina de desconexión o falla del eslabón de desconexión.

La falla eléctrica ocurre cuando el interruptor automático se mueve en un intento por despejar una falla al recibir la orden de desconexión pero no corta la corriente de falla ocasionada por la operación defectuosa del interruptor de corriente en si.

Para normalizar fallas por estos dos tipos de falla del interruptor automático, se pueden utilizar dos esquemas diferentes de protección. Los esquemas más convencionales de falla del interruptor automático consisten en utilizar detectores instantáneos de falla operados por corriente, mismos que se elevan para

iniciar un temporizador cuando operen los relevadores de falla. Si no opera un interruptor automático para normalizar la falla, el interruptor llega al final del retardo y desconecta los interruptores automáticos necesarios para normalizar la falla. Sin embargo, si opera correctamente el interruptor automático para normalizar la falla, debe darse tiempo suficiente en el ajuste del temporizador para garantizar el restablecimiento del relevador detector de falla. Los tiempos totales de normalización de estación de tipo EHV que utilicen este esquema son muy rápidos, y por lo general tardan de 10 a 12 ciclos a partir del momento de la falla hasta que esta quede normalizada.

Para aquellas fallas en donde ocurra una falla mecánica de los interruptores automáticos, se encuentra en uso un esquema aún más rápido. Este esquema depende del interruptor auxiliar del interruptor automático (por lo general un contacto de tipo abierto, de 52 A) para iniciar un temporizador rápido. El interruptor auxiliar esta especialmente ubicado para operar desde eslabones de desconexión automático, para captar el movimiento real del mecanismo del interruptor automático. Si la falla de este último es mecánica, el temporizador de falla del interruptor automático se acciona a través del interruptor auxiliar cuando operen los relevadores de protección. La ventaja del uso del interruptor auxiliar es el tiempo de restablecimiento extremadamente rápido del temporizador de falla del interruptor automático, que puede alcanzarse cuando el interruptor automático opera correctamente. Los esquemas en uso con el circuito rápido de falla del interruptor automático pueden lograr tiempo totales de normalización de 7.5 ciclos cuando ocurra una falla del interruptor automático.

CONSIDERACIONES DE DISEÑO

Muchos factores influyen para la correcta selección del tipo de subestaciones para una aplicación dada. El tipo de estación mas apropiado depende de factores tales como el nivel de voltaje, capacidad de carga, consideraciones ambientales, limitaciones de espacio en el terreno y necesidades de derecho de vía de la línea de transmisión. Además, los criterios de diseño pueden variar entre sistemas.

Con el continuo aumento general en el costo de equipo, mano de obra, y terrenos y adaptación de los mismos, debe hacerse todo el esfuerzo posible para seleccionar criterios que representen la mejor opción para satisfacer las necesidades del sistema a los mínimos costos posibles. En vista de los costos de subestaciones importantes se reflejan en los transformadores, interruptores automáticos y disyuntores, el trazo de la barra y el arreglo de conmutación seleccionado determinaran el numero de disyuntores y interruptores automáticos requeridos. La selección de niveles de aislamiento y practicas de coordinación afecta el costo en forma considerable, en especial en clase EHV.

El descenso de un nivel en el nivel básico de aislamiento (BIL) puede reducir el costo de equipo eléctrico importante en miles de dólares. Es esencial un cuidadoso análisis de esquemas alternos de conmutación, en particular a niveles EHV, y también puede dar como resultado considerables ahorros por seleccionar el equipo de mínimo que satisfaga las necesidades del sistema.

En la selección de trazos de barra y arreglos de conmutación para que una subestación satisfaga las necesidades del sistema y la estación, deben considerarse varios factores. Una subestación debe ser confiable, económica, segura, y con un diseño tan sencillo como sea posible; este ultimo debe proporcionar un alto nivel de continuidad de servicio y contar con medios para futuras ampliaciones, flexibilidad de operación y bajos costos inicial y contar con medios para futuras ampliaciones, flexibilidad de operación y bajos costos inicial y final. Debe estar equipado con lo necesario para dar mantenimiento a líneas, interruptores automáticos y disyuntores, sin interrupciones en el servicio ni riesgos para el personal.

La orientación física de las rutas de líneas de transmisión muchas veces influyen en la ubicación y disposición de la barra en subestaciones. El lugar seleccionado debe ser tal que se pueda lograr un arreglo conveniente de las líneas.

Para confiabilidad, el diseño de la subestación debe evitar un paro total de la misma ocasionado por la falta del interruptor automático de barra, y debe permitir el rápido restablecimiento del servicio después que ocurra una falla. El arreglo planificado de las líneas con fuentes conectadas a lados opuestos de las cargas mejora la confiabilidad. El trazo debe permitir futuras adicciones y ampliaciones sin interrumpir el servicio.

CONEXIONES DE LA BARRA PRINCIPAL.

El esquema de subestación seleccionado determina el arreglo eléctrico y físico del equipo de conmutación. Existen diferentes esquemas de barra cuando la importancia cambia entre los factores de

confiabilidad, economía, seguridad y sencillez como lo justifican la función e importancia de la subestación.

Los esquemas de subestación mas comunes son:

Una barra.

No se utiliza para subestaciones grandes. Puede causar una prolongada interrupción de servicio en caso de falla de un interruptor automático.

Doble barra, doble interruptor automático

El uso de dos interruptores automáticos por circuito hace costoso este esquema pero representa un alto nivel de confiabilidad cuando todos los circuitos se encuentran conectados para operar en ambas barras.

Barra principal y de transferencia

Añade una barra de transferencia al esquema de una bara. Un interruptor extra de conexión de barra enlazara tanto la barra principal como la de transferencia.

Doble barra, un interruptor automático.

Este esquema utiliza dos barras principales y cada circuito esta equipado con dos interruptores de desconexión selectores de barra

Barra anular

Los interruptores automáticos estan dispuestos en un anillo con circuitos conectados entre aquellos. Para una falla de un circuito se abren dos interruptores automáticos y en el caso de que uno de estos no epere para normalizar la falla sera abierto otro circuito por la operación de relevadores de respaldo. Durante trabajos de conservación en interruptor automático, el anillo se abre pero todas la líneas permanecen en servicio.

Corta circuito o interruptor automatico y medio

Es aveces llamado esquema de tres interruptores, tiene tres interruptores automaticos en serie entre las barras principales. Dos circuitos se conectan entre los tres interruptores automáticos y de aquí el nombre de interruptor automático y medio

SUBESTACIONES CON ARREGLO SENCILLO DE BARRAS.

Este tipo de subestaciones, es bastante común en subestaciones receptores de 115 kilovolts o menores, en niveles de tensión de operación similares, en particular en redes que están suficientemente interconectadas, como es el caso de la subestación de distribución e industriales.

Por su simplicidad, este arreglo es el más económico, pero carece de los dos principales defectos, que son:

a)no es posible realizar el mantenimiento sin la interrupción del servicio.

b)no es posible una ampliación de subestación sin interrumpir el servicio.

El número de circuitos que se vea afectado por cualquiera de las razones anteriores, se puede reducir seccionando la barra, e inclusive formando anillos,

SUBESTACIONES CON DOBLE JUEGO DE BARRAS.

En este esquema se usan dos juegos de barras idénticas, uno se puede usar como repuesto del otro, con este arreglo se puede garantizar que no existe interrupción de servicio; en el caso de que falle uno de los juegos de barras además de que:

Se puede independizar el suministro de cargas, de manera que cada carga, se puede alimentar de cada juego de barras.

Cada juego de barras, se puede tomar por separado para mantenimiento y limpieza de aisladores, sin embargo, los interruptores, no están disponibles para mantenimiento sin que se desconecten la barras correspondientes.

la flexibilidad en operación normal, se puede considerar como buena.

Este arreglo se recomienda adoptarlo cuando la continuidad en el suministro de la carga, justifica costos adicionales.

SUBESTACIÓN CON BARRA PRINCIPAL Y BARRA DE TRANSFERENCIA.

Esta es una variante del doble juego de barras; la llamada barra de transferencia, se usa únicamente como auxiliar, cuando se efectúa el mantenimiento en el interruptor de línea, de manera que el interruptor se puede desconectar en ambos extremos, mientras la línea o alimentador permanece en el servicio.

Este arreglo tiene la limitante de que toda la subestación queda fuera de servicio cuando ocurre una falla en las barras principales.

COMPARACIONES DE CONFIABILIDAD.

Se han comparados los diversos esquemas para hacer resaltar sus ventajas y desventajas. La base de comparación que se utiliza es la justificación económica de un grado particular de confiabilidad. La determinación del grado de confiabilidad requiere de una evaluación de condiciones anticipadas de operación y la continuidad del servicio requerida por la carga a la que haya de servir.

ARREGLOS FISICOS.

Una vez hecha la determinación del esquema de conmutación mejor adaptado para una aplicación particular de subestación, es necesario considerar el arreglo de estación que satisfaga las muchas necesidades físicas del diseño. A la disposición del ingeniero de diseño están los siguientes arreglos de estación.

Arreglos convencionales para intemperie, de interruptor y barra tipo abierto.

Arreglos de subestación de barra invertida

Subestaciones de tamaño pequeño, con revestimiento metálico de gas hexafluoruro de azufre.

Los arreglos para intemperie de interruptor y barra tipo abierto se usan, en general, en conexión con estaciones de generación y subestación. La disposición y características generales del diseño de estructuras de conmutación para intemperie se ven influenciadas por la función y tipo de instalación y por su capacidad, voltaje y limitaciones de superficie del terreno

ESTRUCTURA DE SOPORTE.

Para soportar, montar e instalar debidamente el equipo eléctrico se requieren estructuras hechas de acero, aluminio , o madera, que requieren cimientos de concreto.

Una subestación tipica de tipo abierto requiere estructuras de anclaje para soportar conductores de líneas de transmisión; soportar estructuras para seccionadores, transformadores de corriente. Transformadores de potencial, apartarrayos, filtros de linea, transformadores de voltaje de capacitor; y estructuras de soportes para barras rigidas y tirantes de la estacion.

Cuando las estructuras son de acero o aluminio requieren cimientos de concreto, sin embargo, cuando son de madera no se requieren estos cimientos.

El diseño de las estructuras de soporte se ve afectado por la s separaciones entre fases y la altura libre bajo los hilos que se requieren, por los tipos de aisladores, por la longitud y peso de las barras y otros equipos, y por el viento y la carga de hielo

En las subestaciones se requieren otros trabajos estructurales concretos que comprenden la selección y preparación del terreno, caminos, salas de control, registros, conduits, dusctos, drenajes, diques y cercas.

SELECCIÓN DEL TERRENO.

estos trabajos comprenden un estudio de topografía y la trayectoria de escurrimientos de la zona, junto con la investigación del subsuelo

DIAGRAMAS UNIFILARES Y SÍMBOLOS CONVENCIONALES APLICADOS A LOS DIAGRAMAS DE SUBESTACION

DIAGRAMA UNIFILAR

El punto de partida para diseño de una subestación eléctrica es el llamado diagrama unifilar. Este diagrama debe mostrar la conexión y arreglo de todos los equipos eléctricos, es decir, barras, puntos de conexión, transformadores de potencia, acoplamiento entre bahías, interruptores, transformadores de instrumento, cuchillas desconectadoras, apartarrayos, etc.,Para elaborar el diagrama unifilar, se debe considerar el arreglo de barras, el grado de flexibilidad en operación y la confiabilidad; de hecho, antes de proceder a la definición de las características de los distintos elementos de la subestación; así como su posible localización, se debe elaborar al menos un diagrama simplificado en donde se indique el arreglo propuesto de barras y su posición relativa.Existen distintas variaciones para los arreglos de barras; la selección de un arreglo en particular, depende de varios factores, por ejemplo, el voltaje del sistema, la posición de la subestación en el sistema, la flexibilidad de operación, la confiabilidad en suministro, y el costo.

En adición a esto se deben considerar los siguientes aspectos técnicos, antes de tomar una decisión:

Simplicidad en el sistema.

El mantenimiento se debe realizar fácilmente, sin interrupción del servicio; o peligro para el personal de operación.

Se debe tener disponibilidad y arreglos alternativos; en el caso de salidas de servicio, o fallas en algunos equipos.

El arreglo del equipo no debe limitar la expansión y aumento en el crecimiento de la carga, hasta un valor determinado.

Debido a que de hecho, cada parte del equipo constituye un punto débil; de manera que en los casos necesarios se debe considerar la posibilidad de usar equipo adicional (redundancia en el equipo).; para cubrir posibles contingencias (fallas).

La instalación se debe realizar en forma tan económica, como sea posible, sin perder de vista la continuidad en el servicio.

CLASIFICACION DE SUBESTACIONES ELECTRICAS

CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES.

Las subestaciones se clasifican de acuerdo a su nivel de tensión, de acuerdo a su configuración y de acuerdo a su función.

De acuerdo al Nivel de Tensión:

De Ultra Alta tensión (Un>800 kV.), De Extra Alta Tensión (300 kV.<Un<550 kV.), De Alta Tensión (52 kV<Un<300 kV.), De Distribución (6.6 kV<Un<44 kV.) y De Baja Tensión.

De acuerdo a la configuración:

De Barra Sencilla, De Doble Barra, De doble Barra más By Pass, De Doble Barra más Seccionador de Transferencia, De doble Barra más Barra de Transferencia, Interruptor y Medio, En Anillo, Doble Anillo y Piramide.

De acuerdo a su función:

De Generación, De Transformación, Mixta (Generación y Transformación) y De Compensación (Capacitiva Serie y Capacitiva Paralelo.

También se pueden clasificar como sigue:

1.- Por su operación:

a) de corriente alterna.

b) de corriente directa.

2.- Por la función que desempeñan:

elevadores (elevan la tensión)

reductores (reducen la tensión)

de enlace para interconectar líneas.

Rectificadores (convertir CA a CD)

3.- Por su composición:

tipo intemperie (para operación en el exterior)

tipo interior (para operar bajo techo)

tipo blindada (para operación en interiores o exteriores)

COMPONETES Y EQUIPO QUE CONFORMAN UNA SUBESTACIÓN Eléctrica.

El equipo eléctrico en una subestación típica puede incluir lo siguiente.

Interruptor automático

Seccionadores

Conmutadores de puesta a tierra

Transformadores de corriente

Transformadores de potencial o transformadores de voltaje capacitor.

Capacitores de acoplamiento

Filtros de línea

Apartarrayos y/o espinterometros

Transformadores de potencia.

Reactores de derivación

Reactores limitadores de corriente

Barras y aisladores de estación

Sistemas de puesta a tierra

Capacitores en serie

Capacitores en derivación.

CARACTERÍSTICAS DE LOS CABLES

Durante este apartado, veremos las características más generales de los cables de alta tensión. Las principales características son:

Tabla 1

Red sistema trifásico Cable a utilizar

Tensión nominal

de la red (Kv)

Tensión más elevada de la red

(Kv)

Tensión soportada

a impulsos tipo

rayo (Kv)

Categoría de la

red

Campo radial tensión nominal del cable UO/U

(Kv)

20 24 125 A-B 12/20

20 24 150 C 15/25

25 30 150 A-B 15/25

25 30 170 C 18/30

30 36 170 A-B 18/30

30 36 250 C 26/45

Entendiendo por (según la Norma UNE 21.302):

* Tensión nominal ! Valor de la tensión entre fase-tierra/fase-fase por el cual se denominan a las líneas, y a los cuales se refieren las características de servicio de la red.

* Tensión mas elevada ! Valor más elevado de la tensión entre fases, para el cual, el material está especificado en lo que se respecta a su aislamiento, así como a otras características relacionadas con esta tensión en las Normas propuestas para cada tipo de material.

* Tensión soportada nominal a los impulsos tipo rayo ! Valor de cresta de la tensión soportada a los impulsos tipo rayo prescrito para un material, el cual caracteriza el aislamiento de este material en lo relativo a los ensayos de tensión soportada.

Estos ensayos, que son llevados a cabo en sus laboratorios por la misma empresa que fabrica el cable, están destinados a la comprobación de los niveles de aislamiento de los distintos tipos de cables.

Para la realización de los ensayos de verificación del nivel de aislamiento se tomará como referencia lo concretado en las Normas UNE 21-062 sobre coordinación de aislamiento, debiendo tenerse además en cuenta lo establecido para cada tipo particular de cable o accesorio, en la correspondiente Norma UNE. En el caso de que no exista norma UNE, se utilizará la CEI (Comisión Electrotécnica Internacional) correspondiente.

1.1.- INTENSIDADES ADMISIBLES:

Las intensidades máximas admisibles en servicio permanente dependen en cada caso de la temperatura máxima que el aislante pueda soportar sin alteraciones en sus propiedades eléctricas, mecánicas o químicas.

Esta temperatura es función del aislamiento y del régimen de carga. En cables con aislamiento de papel impregnado, depende también de la tensión. Para cables sometidos a ciclos de carga, las intensidades máximas admisibles serán superiores a las correspondientes en servicio permanente.

1.1.1.- TEMPERATURA DE SERVICIO, TABLAS DE CARGA:

La temperatura de servicio es aquella a la cual puede estar sometido el cable durante un tiempo indefinido, sin sufrir merma de calidad por este motivo.

Se determina en laboratorio, sobre muestras de materiales y de cables, sometiéndolos en cámaras a diversas temperaturas durante tiempos variables, y midiendo la degradación sufrida en cada caso.

La manipulación de los datos así obtenidos permite calcular gráfica o analíticamente el valor asintótico de la temperatura tolerable por el cable en servicio permanente; este valor se toma como temperatura de servicio.

Admitir una temperatura de servicio superior a la determinada como se indica en el párrafo anterior, equivale a admitir una sobrecarga permanente de mayor o menor cuantía, con lo cual se deja al cable inhábil para resistir razonablemente eventualidades de otras sobrecargas o cortocircuitos imprevistos.

Como la vida real de un cable es en general muy dilatada, y a lo largo de ella se van sucediendo toda suerte de vicisitudes, es muy tentador escoger una temperatura de servicio algo superior a la que resulte de los cálculos teóricos, esto conduce a que cuando comiencen a presentarse los primeros incovenientes es fácil que haya transcurrido un periodo de tiempo bastante largo y sea por lo tanto difícil establecer la verdadera causa, ya que en realidad habrán intervenido varias, con las que quedará enmascarada la influencia que en el resultado final tenga la temperatura adoptada, induciendo a errores más o menos graves en las medidas a adoptar como solución.

En la inmensa mayoría de los casos no se puede medir la temperatura de los cables, existente en momentos puntuales, para evitar así sobrecalentamientos; únicamente se conoce y se puede actuar sobre la intensidad que estos transportan.

Como existe una relación directa entre estos valores, es posible, y enormemente más práctico manejar intensidades que temperaturas, de aquí nacen las tablas de carga que dan las intensidades de corriente admisibles en servicio permanente (aquella que aplicada permanentemente a un cable eleva y estabiliza su temperatura a la de servicio prevista) y en condiciones bien determinadas.

También hemos de tener en cuenta que la temperatura que alcanza un cable no sólo depende de la intensidad de la corriente que por él circula, sino también de otros factores ajenos al mismo, como pueden ser: resistividad térmica del terreno, agrupación de cables etc.

De todo lo expuesto anteriormente, se deduce que las intensidades dadas en las tablas de carga son válidas únicamente en las condiciones que han sido calculadas; en cualesquiera otras condiciones deben ser corregidas en más o menos, según proceda. Por consiguiente, para que una tabla tenga verdadero valor práctico, es necesario que dé a conocer, además de la temperatura de ejercicio adoptada, los datos en que se apoya y los coeficientes de corrección a aplicar en cada caso. Es absurdo e inútil comparar entre sí dos tablas distintas si no están ambas referidas o corregidas a idénticas condiciones, en caso contrario, puede llegarse fácilmente a conclusiones falsas, que llevarán a adoptar medidas erróneas.

1.1.2.- SOBRECARGAS, TEMPERATURAS E INTENSIDADES:

Al circular una intensidad por un cable, superior a la máxima carga permanente, esté está trabajando en unas condiciones de sobrecarga, la cual hace que el cable alcance una temperatura superior a la máxima admitida en servicio permanente, con el consiguiente deterioro del material.

Los cables están preparados para aguantar una determinada temperatura de sobrecarga durante un cierto tiempo, sin una apreciable variación en su vida. Sin embargo, es necesario admitir una cierta degradación, ya que de no existir (aunque sea mínima) podría tomarse la temperatura correspondiente como de sobrecarga, con la condición indispensable de que tal degradación sea pequeña, para que no se haga sensible la disminución de vida del cable por esta causa.

El daño producido por un sobrecalentamiento, depende no sólo de la temperatura alcanzada, sino también del tiempo durante el cual ésta actúa. Luego para fijar la sobrecarga admisible hay que relacionarla con el tiempo de actuación y con la degradación que se acepte. Dicho tiempo de actuación puede ser conocido si es debido a procesos cíclicos con puntas previstas. En general esto no es así, sino que procede de causas imprevistas, que llevan a adoptar una serie de hipótesis que deben aproximarse en la medida de lo posible a la realidad dentro de los parámetros que se puedan conocer.

Las consecuencias de las sobrecargas son siempre de efecto diferido, acumulándose todas ellas hacia el final de la vida del cable, lo que puede dar lugar a una falsa sensación de resistencia del cable a las sobrecargas, si se considera sólo el comportamiento obtenido durante un plazo corto de tiempo en la vida del cable (entendiéndose por tal, incluso el de varios años). Sería peligroso dejarse llevar por esta falsa sensación y tomar en consideración temperaturas de carga abusivas, cuyas consecuencias no surtirán efecto hasta transcurrido algún tiempo, cuando ya no sea posible reconstruir el historial del cable y sólo quedara en pie su corta vida “por causas desconocidas”.

Por razones prácticas es más conveniente expresar las sobrecargas en intensidad de corriente que en temperatura, pero en la relación intensidad/temperatura influyen factores ajenos al cable, tales como la resistividad del terreno, condiciones de instalación, etc, que introducen una nueva incertidumbre. Estos factores dan lugar a que el cable pueda soportar mejor o peor una sobrecarga.

Con lo que hemos dicho anteriormente, se pone de manifiesto la multitud, variabilidad e incertidumbre de los datos que intervienen en el cálculo de las sobrecargas admisibles en cada caso. Excepto cuando las condiciones de trabajo en relación al tiempo sean verdaderamente conocidas, los datos de sobreintensidades admisibles, han de tener un valor orientativo que debe ser interpretado con buen criterio, en concordancia con las circunstancias reales.

Las condiciones del tipo de instalaciones y la disposición de los conductores, influyen en las intensidades máximas admisibles.

1.1.3. - CORTOCIRCUITOS, TEMPERATURAS E INTENSIDADES:

En la práctica, los cortocircuitos se valoran por las intensidades de las corrientes al producirse el mismo; así se hace necesario expresar las cualidades de los cables como “intensidades de cortocircuito admitidas” en lugar de hacerlo como “temperaturas”, lo que no constituye incoveniente ya que ambas magnitudes están relacionadas entre sí. Puesto que se trata de un fenómeno prácticamente instantáneo, la elevación de temperatura se produce de un modo súbito sin dar lugar a dispersión de calor, y por lo tanto las condiciones de enfriamiento no influyen y en el cálculo intervienen únicamente la temperatura inicial del cable, la final admitida en relación con los puntos singulares antes mencionados, y el tiempo de duración del cortocircuito.

Los efectos de un cortocircuito vienen más o menos modificados sí el estado del cable en ese momento (cable descargado, cargado o sobrecargado) no coincide con el que se tomó para el cálculo.

Particularmente nocivo y peligroso es el caso de que se produzcan dos o más cortocircuitos consecutivos en poco espacio de tiempo (esta circunstancia no es raro que se presente en la práctica, reenganche de automáticos), por lo que es necesario tenerla al hacer las previsiones.

Los datos necesarios para el cálculo de las intensidades de cortocircuito admisibles, pueden ser tomados según diversos criterios más o menos audaces o precavidos.

Se puede partir del supuesto de máximas condiciones favorables (cable a media carga y un sólo cortocircuito) o de las máximas desfavorables (cable sobrecargado y dos reenganches consecutivos); los resultados son en cada caso notablemente distintos entre sí. Las diferencias que a veces existen entre datos procedentes de distintas fuentes, relativos a cables semejantes son originadas principalmente por no partir de un único criterio, y pueden dar lugar a que se interpreten de forma errónea como diferencias reales.

Como caso general, lo más procedente es basarse en condiciones severas no extraordinarias (cable a plena carga pero no sobrecargado y uno o dos reenganches espaciados entre sí de algunos minutos); en casos particulares puede juzgarse si es admisible una mayor tolerancia o es necesaria una mayor rigurosidad.

1.1.3.1.- Efectos de los cortocircuitos

En primer lugar vamos a considerar los efectos de tipo térmico; es sabido que cualquier sobreelevación de temperatura por encima de un determinado valor que se toma como de ejercicio, produce en los cables una degradación tanto más acentuada cuanto mayores son el valor alcanzado y el tiempo de actuación. (Entendemos por temperatura de cortocircuito aquella que puede alcanzar un cable durante un brevísimo periodo de tiempo, sin menoscabo apreciable de sus cualidades).

Siendo los cortocircuitos el origen de un fuerte calentamiento en los cables, es forzoso admitir que producen perjuicio a los mismos, por lo que se hace necesario limitarlos de tal forma que el perjuicio sea pequeño y no se haga sensible a la diminución de vida del cable.

La temperatura de cortocircuito viene limitada por una parte por la degradación térmica tolerada en función del tiempo de actuación, pero como este tiempo es extremadamente corto y no se espera que se produzcan cortocircuitos con gran frecuencia, esta degradación pierde importancia frente a la posibilidad de que exista una temperatura singular en la que se inicie en el aislamiento una modificación de su estado físico o químico; por ejemplo, un punto de fusión o reblandecimiento, el principio de una descomposición o destilación, etc. Evidentemente, esta temperatura singular no debe ser nunca alcanzada, pues supone la ruina rápida del cable, y en consecuencia el límite máximo admisible debe ser fijado por debajo de ella.

Además de los efectos térmicos sobre el material, los cortocircuitos pueden dar origen a otros fenómenos perjudiciales independientemente de la naturaleza de los cables, siendo los principales:

Efectos electrodinámicos: producen repulsión entre conductores por una fuerte intensidad; se nota bien entre unipolares no ligados entre sí, y puede llegar a producir la rotura de los conductores por esfuerzo mecánico. Para prevenir estos accidentes, nos vemos obligados a tomar una serie de precauciones en la instalación como pueden ser: guardar una distancia mínima entre conductores, sujetar los cables con soportes adecuados al esfuerzo, etc.

Efectos en las soldaduras: es muy corriente que en un cable instalado existan soldaduras en los terminales y en los empalmes, realizadas con aleacciones de bajo punto de fusión, teniendo en cuenta que no debe sobrepasarse la temperatura de fusión de la aleacción. Aún cuando no existan soldaduras, como en el caso de accesorios confeccionados con manguitos a presión, la deformación producida por el calor puede modificar las condiciones del contacto y ser el origen de contratiempos más o menos inmediatos.

De aquí se deduce que pueden considerarse dos intensidades de cortocircuito distintas:

1º) Aquella que es capaz de soportar el cable por sí mismo.

2º) Aquella que puede soportar el cable sin perjuicio de ninguno de sus accesorios o elementos.

En la práctica debe tomarse siempre la menor de las dos, y por consiguiente, conviene aclarar que si el dato se refiere al cable sólo o al cable con sus accesorios.

1.1.4.- LA SECCIÓN DE LOS CONDUCTORES

Cuanto menor sea la sección de un conductor, mayor será el calentamiento producido por el paso de la corriente. Por este motivo, en normas y tablas se añaden intensidades o cargas máximas admisibles para cada sección, calculadas de manera que, dadas las condiciones de instalación, la temperatura del conductor no sobrepase un valor determinado, teniendo en cuenta la del ambiente en que está situado. Este cálculo está basado en la resistencia que ofrece el conductor al paso de la corriente, la cual depende de la sección real de éste y de la calidad del material que lo forma.

En los conductores corrientes suele emplearse el cobre y el aluminio, pero no todos tienen la misma calidad. Esta calidad nos viene fijada por la resistividad, o sea, la resistencia específica o unitaria que ofrece el conductor ala paso de la corriente. En conductores de igual sección real, los fabricados con una

menor resistividad podrán llevar, con la misma temperatura, una mayor carga, o bien, a igualdad de carga, será menor la temperatura. Esta temperatura es muy importante para la vida de los conductores.

Generalmente, los materiales usados como aislantes tienen inicialmente unas características determinadas que los hacen aptos para el uso al que han sido destinados aunque transcurrido algún tiempo, la calidad del conductor haya disminuido y pueda llegar a ser insuficiente, obligando a su sustitución. En la pérdida de estas características, además del tiempo, también juega un papel muy importante la temperatura, ya que si un cable ha sido diseñado para que tenga una cierta duración a una determinada temperatura, su vida se acortará sensiblemente si la temperatura es superior.

Muchas veces estas consideraciones son olvidadas o relegadas a un segundo término a la hora de elegir un conductor para un determinado uso. Las normas y los reglamentos señalan la sección que debe adoptarse según cual sea la intensidad que circule por él, pero esta sección debe ser “real”, y el material ha de tener por lo menos, las características mínimas fijadas por las normas.

Como concusión, cabe señalar que pueden fabricarse conductores con secciones insuficientes y bajas características, pero nunca será un ahorro adquirir a menor precio un conductor que dura menos tiempo y que rinda a mal servicio.

1.2.- CABLES

A la hora de elegir un cable se han de tener en cuenta una serie de condicionantes, en base a los cuales hacen que cada línea tenga un cable más apropiado que el resto.

Según el aislamiento y el material utilizado, los cables se dividen en:

Por la condición del aislamiento se dividen en:

Cables con aislamiento de papel impregnado

Tienen una elevada resistencia al envejecimiento y a la ionización, y una resistencia intrínseca a la humedad por la inevitable presencia de la cubierta de plomo. Sin embargo la presencia del plomo desaconseja el uso en aquellas instalaciones donde se prevea la posibilidad de modificar el trazado, debido a su mala manejabilidad y su peso.

Es un cable idóneo para la red subterránea de Alta Tensión, ya que su bajo índice de averías reduce al mínimo la reapertura de las zanjas para las reparaciones, al tiempo que mantiene una regularidad de servicio muy buena.

Cables con aislamiento de dieléctrico seco

Es más ligero que los cables de papel impregnado. Posee una excelente rigidez dieléctrica, soporta altas temperaturas y resiste perfectamente la acción de la humedad (aislamiento seco EPR, etileno-propileno).

Por la constitución del material conductor:

Cables con conductor de cobre

Cables con conductor de aluminio

La elección entre cables con estos conductores debe basarse en las propiedades de ambos metales y el aspecto económico:

A igualdad de carga, la sección del aluminio debe ser aproximadamente un 55% superior a la del cobre.

A igualdad de sección del conductor, la carga de un cable de aluminio es el 78% de la del cable de cobre.

La comparación debe efectuarse siempre entre un cable de aluminio capaz de transportar la misma carga que otro de cobre, teniendo en cuenta una determinada caída de tensió admisible.

A pesar de las mejores cualidades del cobre, el factor económico es muy importante y en la mayoría de los casos prima éste de forma que el conductor elegido es el aluminio.

Por el tipo de cable:

Normalmente se utilizan, en cables de aislamiento seco (EPR), los unipolares, debido a que son más fáciles de manejar en el tendido, facilitando enormemente el trabajo en los empalmes (además de ser fabricados en bobinas de mayor longitud y por tanto, reduciendo el número de éstos), y son más fáciles de sustituir en caso de avería además de ser menor el coste de reparación (normalmente se suele dejar un cuarto cable de reserva).

Cuando en la línea a construir el tipo de aislamiento elegido para el cable es de papel impregnado, se utilizan normalmente cables tripolares, ya que éstos tienen escasas averías y el periodo de vida estimado es muy superior al de los cables de EPR, por lo que las posibles sustituciones que se prevean serán a muy largo plazo.

Una vez decidido el tipo de cable a emplear, su correcta definición exige prestar atención a los siguientes datos, generales y particulares, de servicio que ha de prestar, que se deberán facilitar al proveedor para que suministre el material más idóneo.

Características generales:

Empleo para el cual va a ser destinado el cable, corriente continua alterna, etc.

Condiciones de instalación, fija o móvil.

Número y sección de los conductores, corriente en amperios o datos necesarios para su determinación (potencia en Kva, o en Kw y cos ), servicio continuo o intermitente y, en su caso características de esta intermitencia (en la medida en que esta se conozca).

Normas y especificaciones a que el cable debe responder.

Longitud necesaria del cable.

Diámetro exterior máximo del cable.

Características particulares:

a) Cable enterrado directamente en terreno normal.

b) Cable instalado en conductos o tubulares.

c) Cable tendido en galería.

III)Características particulares de los sistemas trifásicos:

a)¿Es para servicios móviles?

b) Valor posible de la corriente de cortocircuito.

c) Duración del cortocircuito, etc.

Además de los condicionantes señalados en este punto, se deberán tener en cuenta, todos los posibles condicionantes que puedan surgir en cada línea a construir y que darán como resultado la elección de un tipo de cable que por sus características sea el que mejor se adapte a cada línea concreta.

1.3.- DESCRIPCION DE LOS CABLES DE PAPEL IMPREGNADO.

CONDUCTOR

Los conductores de estos cables son de cobre recocido o aluminio, normalmente de cuerdas compactas.

El compactado de la cuerda se logra comprimiendo la misma durante su fabricación, haciéndola pasar por hileras adecuadas.

Esto permite reducir el diámetro del cable, siendo la reducción tanto más importante cuanto mayor es la sección nominal del conductor, esta reducción del diámetro del cable, trae como consecuencia la de su peso y coste, comparado a su equivalente con conductores redondos no compactados.

La constitución normal de estos conductores redondos compactos se corresponde con lo especificado en la Norma UNE 21-022 “Conductores de cables aislados”.

AISLAMIENTO

La envoltura aislante está formada por varias capas de papel especial cometidas a una operación previa de secamiento y a otra de impregnación al vacio con una mezcla aislante.

Para tensiones iguales o superiores a 12/20 Kv y superiores, se coloca un papel conductor sobre el aislamiento, con el fin de uniformizar la distribución del campo eléctrico en la superficie del conductor.

Los cables se fabrican para campo eléctrico radial o para campo no radial. Los de tensiones superiores a 12/15 Kv son siempre de campo radial. Pertenecen al grupo de los cables a campo eléctrico radial:

Los cables unipolares.

Los cables formados por tres cables unipolares, cada uno protegido bajo su propio tubo de plomo, reunidos entre sí bajo una protección común (cables 3P).

Corresponden a la denominación de cables de campo no radial los elaborados con envoltura aislante común. Son cables de más de un conductor en los que, sobre el conjunto de almas aisladas individualmente no apantalladas y cableadas entre sí, se aplica una envoltura aislante común constituida por varias capas de papel formando un determinado espesor aislante, que complementa al del aislamiento de cada conductor contra la cubierta que se dispone sobre ellas (cables con cintura aislante).

Por lo tanto, en el caso de los cables a campo radial se considera un solo espesor aislante, el de cada alma aislada, mientras que en los cables con envoltura aislante común deben considerarse dos:

el espesor aislante entre conductor y conductor

el espesor aislante entre conductor y cubierta metálica.

RELLENOS

En los cables con cubierta única de plomo, los espacios vacios que quedan entre las almas cableadas se rellenan con papel aislante para dar forma cilíndrica al conjunto.

CUBIERTA METALICA

Los cables aislados con papel impregnado deben ser revestidos con una envoltura metálica continua. Esta se halla constituida normalmente por un tubo de aleación de plomo, estudiada especialmente para conseguir una mayor dureza y mejor resistencia a las vibraciones y esfuerzos repetidos (fatiga), que el metal puro.

PROTECCIONES EXTERNAS

Para proteger el tubo de plomo contra los agentes químicos, se recubre éste normalmente con una capa de mezcla adhesiva y densa de betunes.

Cuando la protección deba estar prevista desde un punto de vista químico, los cables se terminan con una cubierta de material termoplástico, estudiada para que responda a los necesidades de protección de carácter químico y además para preservar mecánicamente el plomo.

Cuando los cables deban ser armados por exigencias de carácter mecánico, la armadura consistirá en flejes o alambres de hierro puestos sobre el tubo de plomo. Sobre esta armadura se situará la protección de carácter químico o anticorrosivo (al cual se ha hecho referencia en el párrafo anterior).

En el caso de los cables 3P, cuando se requiere una mayor protección de carácter químico, puede aplicarse una capa de material termoplástico sobre cada uno de los tubos de plomo (tipo 3PV, reseñado a continuación en el apartado de designación de este tipo de cables), y sobre el conjunto de la armadura de cintas de hierro.

1.3.1.- DESIGNACION DE LOS CABLES DE PAPEL IMPREGNADO

Los cables se designarán en cada caso de conformidad con el contenido de la Norma UNE 21-024.

La designación de los cables se efectúa por medio de las siglas que indican: a)tipo constructivo, b) tensión nominal del cable, expresada en Kv y c) indicaciones relativas a los conductores.

UNE 21-024.- Cables aislados con papel impregnados de mezcla no migrante y tensiones nominales comprendidas entre 1.8/3 y 26/45 Kv inclusive.

Designación

a) Tipo constructivo:

Aislamiento de papel y bajo tubo de plomo: PP

Protección directa sobre el plomo:

-Materias fibrosas embreadas, J

-Capa termoplástica, V

Caso de cables tripolares con envolvente de plomo individual: 3P

Si cada tubo de plomo está protegido con una capa termoplástica: 3(PV)

Las restantes letras indican las eventuales protecciones mecánicas:

-Flejes de hierro, F

-Alambres de hierro, M

b) Tensión nominal del cable. Se expresará en Kv y se designará con los valores de U0 y U, en la forma U0/U.

c) Indicaciones relativas a los conductores: número, sección nominal, naturaleza y forma:

Número que corresponda seguida por el signo x.

Sección nominal del conductor, milímetros cuadrados.

Forma del conductor: no tendrá indicación cuando se trate de una cuerda convencional redonda, se señalará con la letra K para las compactas, se señalará con la letra S para las sectorales.

Naturaleza del conductor, se sitúa al final y no tendrá indicación cuando se trate de cobre, cuando se trate de aluminio se colocará es símbolo Al.

1.4.-DESCRIPCION DE LOS CABLES DE AISLAMIENTO SECO (EPR)

CONDUCTOR

Clase de conductor:

Los conductores están constituidos por cuerdas redondas compactas de cobre recocido o de aluminio. La compactación (como ya se ha explicado en los cables aislados con papel impregnado), se efectúa por un método que permite obtener superficies más lisas y diámetros de cuerdas menores que los de las cuerdas de igual sección.

Estos conductores se fabricarán de acuerdo con las especificaciones de la Norma UNE 21-022.

Capa semiconductora interna:

Su función es doble:

Impedir la ionización del aire que, en otro caso, se encontraría entre el conductor metálico y el material aislante (efecto corona). La capa semiconductora forma cuerpo único con el aislante y no debe separarse del mismo ni aún con las dobladuras a que el cable pueda someterse, constituyendo la verdadera superficie equipotencial del conductor. Los eventuales espacios de aire quedan bajo esta superficie y, por lo tanto, fuera de la acción del campo eléctrico.

Mejorar la distribución del campo eléctrico en la superficie del conductor. Dicha capa, gracias a su conductividad, convierte en cilíndrica y lisa la superficie del conductor, ya que puede concebirse como parte integrante del mismo, eliminando así los posibles focos de gran solicitación eléctrica en el aislamiento.

AISLAMIENTO

Consideraciones

El aislamiento es una mezcla a base de “etileno-propileno” (designado con EPR) y tiene las características de una goma.

Sus características mecánicas, físicas, eléctricas, etc., son iguales o superan a las de las mejores gomas aislantes para cables empleadas hasta el momento, pero lo que la distingue particularmente es su mayor resistencia al envejecimiento térmico y su elevadísima resistencia al fenómeno de las “descargas parciales”.

Capa semiconductora externa:

Los cables de las tensiones en cuyo rango están incluidas las tensiones a que hace referencia este trabajo, normalmente van apantallados. En los cables trifásicos se aplica una pantalla sobre cada uno de los conductores aislados.

Las pantallas desempeñan distintas misiones, entre las que destacan:

Confinar el campo eléctrico en el interior del cable.

Lograr una distribución simétrica y radial del esfuerzo eléctrico en el seno del aislamiento.

Limitar la influencia mutua entre cables eléctricos.

Evitar, o al menos reducir, el peligro de electrocuciones.

IDENTIFICACION DE LAS ALMAS

Para la identificación de las almas en los cables tripolares como norma más general, los fabricantes, utilizan tiras de distinto color (amarillo, verde, y marrón son los más usuales), aplicadas en sentido longitudinal entre la capa semiconductora externa y la pantalla.

RELLENOS

En los cables tripolares, los conductores aislados y apantallados se cablean. Para dar forma cilíndrica al conjunto se aplica un relleno, y eventualmente una capa, de un material apropiado que puede ser fácilmente eliminado cuando hay que confeccionar empalmes o terminales.

PROTECCIONES EXTERNAS

Cubierta de separación:

De acuerdo con la Norma 21-123, cuando la pantalla y la armadura están constituidas por materiales diferentes, deberán estar separados por una cubierta estanca extruida. La calidad del material debe ser adecuada para la temperatura de trabajo del cable y sus características quedan definidas en la citada Norma.

Armadura:

Están constituidas por flejes o alambres metálicos dispuestos sobre un asiento apropiado y bajo la cubierta exterior, con lo que la armadura queda protegida de las corrosiones químicas.

La armadura puede asumir diversas funciones:

-Refuerzo mecánico, aconsejable según la forma de instalación y posterior utilización.

-Pantalla eléctrica antiaccidentística.

-Barrera de protección contra roedores e insectos o larvas.

Cubierta exterior:

La cubierta normal de protección exterior es una mezcla a base de policloruro de vinilo (PVC), según la Norma UNE 21-123 para este tipo de cables.

1..4.1.-DESIGNACION DE LOS CABLES DE AISLAMIENTO SECO (EPR)

Los cables se designarán en cada caso de conformidad con el contenido de la Norma UNE 21.123

La designación de los cables se efectúa por medio de las siglas que indican: a)tipo constructivo, b)tensión nominal del cable, expresada en Kv y c)indicaciones relativas a los conductores.

UNE 21.123.- cables de transporte de energía aislados con dieléctricos secos extruidos para tensiones nominales de 1 Kv a 30 Kv.

Designación.

a).- Tipo constructivo:

Naturaleza del aislamiento:

-Goma de etileno-propileno (EPR): D

Cables de campo radial:

-Pantalla semiconductora sobre el conductor y sobre el aislamiento y pantalla metálica individual: H

-Como en el caso anterior pero, además, con pantalla metálica sobre el conjunto de los conductores aislados cableados: HO

Las restantes letras indican las eventuales protecciones metálicas e incluso asientos de armadura.

Cubierta de separación:

Polietileno termoplástico (PE): E

Policloruro de vinilo(PVC): V

Policloropreno (PCP) (neopreno): N

Polietileno clorosulfonado (CSP): I

Protecciones metálicas:

Pantalla conjunta: O

Flejes de hierro: F

Alambres de hierro: M

Flejes de aluminio: FA

Alambres de aluminio: MA

Pletinas de hierro: Q

Pletinas de aluminio: QA

Tubo de plomo: P

Tubo liso de aluminio: A

Tubo coarrugado de aluminio: AW

Cubiertas:

Polietileno termoplástico (PE): E

Policloruro de vinilo (PVC): V

Policloropreno (PCP) (neopreno): N

Polietileno clorosulfonado (CSP): I

b)- Tensión nominal del cable. Se expresará en Kv y se designará con los valores de U0 y U, en la forma U0/U.

c)- Indicaciones relativas a los conductores: número, sección nominal, naturaleza y forma:

Número que corresponda seguida por el signox.

Sección nominal del conductor, milímetros cuadrados.

Forma del conductor:

No tendrá indicación cuando se trate de una cuerda convencional redonda.

Se señalará con la letra K para las compactas y

Se señalará con la letra S para las sectorales.

Naturaleza del conductor, se sitúa al final y no tendrá indicación cuando se trate de cobre, cuando se trate de aluminio se colocará el símbolo

Título: ACCIONAMIENTO DE CONEXION PARA UN SECCIONADOR DE POTENCIA.

Resumen: Accionamiento de conexión para un seccionador de potencia con respectivamente un contacto fijo y una cuchilla de interruptor activable por fase y con un árbol de conexión (5) acoplado a las cuchillas del interruptor de las fases y accionable tanto por un árbol de accionamiento del interruptor (1) como por un árbol de accionamiento de puesta a tierra (3) a través de una palanca de árboles del interruptor (6) de dos brazos, presentando uno de los brazos (6a) de la palanca de los árboles del interruptor (6), una unión activa con un conector de arrastre del interruptor (2) unido al árbol de accionamiento del interruptor (1) y el otro brazo (6b) con un conector de arrastre de puesta a tierra (4) unido al árbol de accionamiento de puesta a tierra (3), y los conectores de arrastre (2, 4) se pueden mover transversalmente con respecto a los dos árboles de accionamiento (1; 3) dispuestos paralelamente y presentan respectivamente una corredera de guía (8, 9) para un elemento de arrastre (7) unido a cada uno de los brazos, caracterizado porque el brazo (6a) del lado del conector de arrastre del interruptor de la palanca de los árboles del interruptor (6) está dispuesto por el lado alejado de los dos árboles de accionamiento (1; 3) en un ángulo obtuso (á) respecto al brazo (6b) del lado del conector de arrastre de puesta a tierra y alargado considerablemente respecto a éste y porque la corredera de guía (8) del conector de arrastre del interruptor (2) está ensanchada por el lado de la palanca de los árboles del interruptor a la distancia (B) desde el elemento de arrastre (7) que se encuentra en la posición de DESCONEXIÓN (U) para el giro del mismo hasta la posición de PUESTA A TIERRA (R).

Solicitante: ORMAZABAL ANLAGENTECHNIK GMBH

Nacionalidad: DE

Inventor/es: BOGNER, ALBERT, DIPL.-ING.. DIRKS, ROLF

Fecha de Publicación de la Concesión: 16/10/2005

http://www.google.com/imgres?imgurl=http://img.directindustry.es/images_di/photo-g/cable-electrico-de-alimentacion-alta-tension-para-soldadura-43861.jpg&imgrefurl=http://picsus.eu/keyword/cable%2Bde%2Balta%2Btension/&usg=__Y3U2802pN7UEmG6TQdiqs_g5Mj4=&h=300&w=300&sz=10&hl=es&start=8&zoom=1&tbnid=SF0VAALPU3cN5M:&tbnh=116&tbnw=116&ei=uG3ITZLQDcOx0QH5kZy4CA&prev=/search%3Fq%3Dcables%2Belectricos%2Bde%2Balta%2Btension%26um%3D1%26hl%3Des%26rlz%3D1R2ADFA_esPE431%26biw%3D1003%26bih%3D551%26tbm%3Disch&um=1&itbs=1

TABLEROS DE DISTRIBUCION DE BAJA TENCION

Campos de AplicaciónLos Tableros de Distribución de Baja Tensión son aptos para su utilización en las Sub-estaciones principales, secundarias y en lugares donde se desee tener un grupo de interruptores con relés de sobrecargas y cortocircuitos; destinados a proteger y alimentar a las cargas eléctricas.

Los Tableros de distribución constituyen una parte inherente a toda red eléctrica y se fabrican para conducir desde algunos pocos amperios hasta el orden de 4000Amp, así como para soportar los niveles de corrientes de cortocircuito y los niveles de tensión de la red eléctrica.

Los interruptores pueden ser del tipo bastidor abierto, en caja moldeada o tipo miniatura (riel DIN) y se pueden equipar con accesorios para mando local y a distancia. Existe una amplia variedad de equipos que pueden ser instalados en estos Tableros.

Se fabrican para instalación interior bajo techo o para instalación a la intemperie.

Características ConstructivasSon modulares, autosoportados o murales, fabricadas con estructuras de plancha de fierro LAF de hasta 3mm, puertas, techo y tapas. El grado de protección estándar es IP20 y se pueden fabricar hasta con un grado de protección IP55 (protegido contra el polvo y contra chorros de agua en cualquier dirección.

Todas las superficies metálicas son pintadas con dos capas de pintura de base anticorrosiva y dos capas de pintura de acabado color gris RAL7000 o el color especificado por el usuario. Inmediatamente antes del pintado, las superficies metálicas son sometidas a un proceso de arenado comercial.

La estructura está formada por columnas y travesaños soldados entre sí (también se puede suministrar con estructuras empernadas) para proporcionar un alto grado de robustez mecánica. Las estructuras y la soportería es completamente modular, permitiendo añadir nuevas estructuras hacia los costados para ampliación futura.

Las tapas laterales, posteriores y el piso son desmontables. El frente dispone de puerta frontal con rejillas de ventilación y/o con ventiladores; dependiendo de la cantidad de calor que es necesario disipar.

Cada puerta dispone de bisagras robustas y cerraduras tipo manija con llave que proporcionan hasta tres puntos de contacto con la estructura del Tablero.

La ubicación de los equipos internos se efectúan de tal manera de brindar la mayor facilidad posible para la instalación y mantenimiento; así como para proporcionar la mayor seguridad para los operadores y las instalaciones y para brindar un alto grado de continuidad de servicio.

Todas las partes metálicas son conectadas a una barra de tierra firmemente empernada a la estructura de la Celda

Normas de Fabricación y PruebasIEC NEMA / ANSI / IEEE

Accesorios EstándarOrejas de izaje .Zócalo .Barra de tierra con perforaciones para conexión de cables de tierra .Soportes para cables de control provenientes del exterior del Tablero .Barras de fases sobre aisladores de resina o porcelana o poliméricos .Letreros de identificación de equipos .Rejillas de ventilación .

Equipos y Accesorios OpcionalesResistencia de calefacción y/o ventiladores con termostato regulable .Fluorescente con interruptor de fin de carrera, para iluminación interior .Relés de protección, Instrumentos de medición, equipos de BT Transformadores de tensión y corriente para medida y protección .Mandos eléctricos para interruptores .Arrancadores para motores asíncronos .Sistemas de transmisión de datos .Bridas para llegada con ducto de barras .Enclavamientos mediante llaves .Barras de fases forradas con tubos termoretráctiles .Otros .