Tecnologia Electrica

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Tecnología Eléctrica

RAFAEL GUIRADO TORRES Profesor Titular de Ingeniería Eléctrica Universidad Nacional de Educación a Distancia (UNED) Director de área de EMC y BT Laboratorio Central Oficial de Electrotecnia (FFII)

RAFAEL ASENSI OROSA Profesor Titular de Ingeniería Eléctrica Universidad Politécnica de Madrid (UPM)

FRANCISCO JURADO MELGUIZO Profesor Titular de Ingeniería Eléctrica Universidad de Jaén

JOSÉ CARPIO IBÁÑEZ Catedrático de Ingeniería Eléctrica Universidad Nacional de Educación a Distancia (UNED)

MADRID • BOGOTÁ • BUENOS AIRES • CARACAS • GUATEMALA • LISBOA • MÉXICO NUEVA YORK • PANAMÁ • SAN JUAN • SANTIAGO • SÁO PAULO

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ÍNDICE GENERAL

Prólogo 1. El sistema eléctrico

XI 1

1.1. 1.2. 1.3. 1.4.

Antecedentes históricos de la Tecnología Eléctrica ......................................................... 1 Estructura de un sistema eléctrico ................................................................................... 2 El Sistema Eléctrico Español ........................................................................................... 4 Centrales eléctricas ........................................................................................................... 5 1.4.1. Centrales hidroeléctricas ..................................................................................... 6 1.4.2. Centrales térmicas convencionales .................................................................... 14 1.4.3. Centrales nucleares ............................................................................................ 20 1.4.4. Centrales con energías renovables .................................................................... 24 1.5. Legislación del sector eléctrico español ........................................................................ 33 1.6. Bibliografía .................................................................................................................... 34

2. Principios básicos

37

2.1. Potencia compleja .......................................................................................................... 37 2.1.1. Significado físico delas potencias activa y reactiva .......................................... 38 2.2. Conservación de la potencia compleja ........................................................................... 40 2.3. Sistemas trifásicos equilibrados ..................................................................................... 40 2.3.1. Secuencia de fases ............................................................................................. 41 2.4. Análisis por fase ............................................................................................................ 42 2.5. Potencia trifásica en sistemas equilibrados .................................................................... 47 2.6. Valores por unidad ........................................................................................................ 49 2.6.1. Cambio de base ................................................................................................. 55 2.7. Bibliografía .................................................................................................................... 56

3. Las máquinas eléctricas en el sistema eléctrico

57

3.1. El transformador ............................................................................................................ 58 3.1.1. Transformador ideal ........................................................................ 58 3.1.2. Transformador real ............................................................................................ 60 3.1.3. Modelo eléctrico del transformador .................................................................. 62 3.1.4. Efecto de las tomas en transformadores ............................................................ 69 3.2. La máquina síncrona. Principio de funcionamiento y modelo eléctrico......................... 70 3.2.1. F.e.m. inducida .................................................................................................. 72 3.2.2. Circuito equivalente .................................. ....................................................... 75 3.3. Generador conectado a un sistema eléctrico.Límites de funcionamiento ...................... 77

XIII

Tecnología eléctrica

3.3.1. Funcionamiento a tensión constante ......................................................... 77 3.3.2. Límites de funcionamiento del generador ................................................. 79 3.4. La máquina de inducción o asincrona ................................................................. 80 3.4.1. Funcionamiento en carga de la máquina asincrona ................................... 82 3.4.2. Circuito equivalente de la máquina asincrona ........................................... 84 3.4.3. Arranque de la máquina asincrona ............................................................. 86 3.5. Bibliografía .......................................................................................................... 88 4. Líneas y cables eléctricos ............................................................................................ 89 4.1. Efecto resistivo .................................................................................................... 90 4.2. Efecto inductivo ................................................................................................... 91 4.2.1. Inductancia debido al flujo externo............................................................ 92 4.2.2. Inductancia debido al flujo interno ............................................................ 93 4.2.3. Inductancia de una línea monofásica ......................................................... 94 4.2.4. Inductancia de una línea trifásica .............................................................. 95 4.3. Efecto capacitivo ................................................................................................. 97 4.3.1. Capacidad de una línea monofásica .......................................................... 98 4.3.2. Capacidad de una línea trifásica .............................................................. 100 4.4. Líneas.................................................................................................................. 102 4.4.1. Línea corta ............................................................................................... 102 4.4.2. Línea de longitud media........................................................................... 105 Línea larga ........................................................................................................ 108 4.5. Propagación de sobretensiones ........................................................................... 112 4.6. Conductores y cables eléctricos .......................................................................... 114 4.6.1. Características ......................................................................................... 114 Cálculo de la sección de los conductores en B.T. ............................................... 117 4.7. Bibliografía ......................................................................................................... 121 5. Representación del sistema ...................................................................................... 123 5.1. Representación de los elementos del sistema: el diagrama unifilar y el diagrama de impedancias y admitancias ............................................................................ 123 5.2. El sistema en valores por unidad ........................................................................ 128 5.3. Modelos de admitancias e impedancias de red ................................................... 134 5.4. El problema del flujo de cargas .......................................................................... 137 5.4.1. Potencia inyectada o entrante en un nudo ................................................ 138 5.4.2. Resolución del problema del flujo de cargas ........................................... 140 5.4.3. El resultado del flujo de cargas ................................................................ 144 5.5. Bibliografía ......................................................................................................... 147 6. Faltas simétricas ........................................................................................................ 149 6.1. Transitorios en circuitos RL .............................................................................. 150 6.1.1. Cortocircuitos monofásicos ..................................................................... 150 6.1.2. Cortocircuitos trifásicos ........................................................................... 152 6.2. Corriente y tensión en motores y generadores en condiciones de cortocircuito ...... 153 6.2.1. Cortocircuitos trifásicos de generadores en vacío.................................... 154 6.2.2. Cortocircuitos trifásicos de generadores en carga.................................... 155 6.2.3. Cortocircuitos trifásicos de motores ........................................................ 157 6.3. Magnitudes que caracterizan la corriente de cortocircuito ................................. 159

Indice general............VIl

6.3.1. Potencia de cortocircuito ......................................................................... 160 6.4. Cálculo de corrientes de cortocircuito ............................................................... 163 6.4.1. Aspectos prácticos de la obtención de los circuitos equivalentes ............. 164 6.4.2. Método del equivalente Thévenin. Cálculo aproximado .......................... 169 6.5. Protecciones ....................................................................................................... 174 6.6. Descripción y clasificación de los fenómenos a proteger. Relés de protección contra cortocircuitos, sobrecargas, sobretensiones, desequilibrios y retorno de energía 175 6.6.1. Definición y tipos de relés ....................................................................... 175 6.6.2. Clasificación de los fenómenos a proteger .............................................. 176 6.7. Características de operación .............................................................................. 176 6.8. Requisitos reglamentarios .................................................................................. 183 6.9. Bibliografía ........................................................................................................ 183 7. Centros de transformación ........................................................................................... 185 7.1. Tipos de centros de transformación ........................................................................ 185 7.1.1. Centros de transformación bajo envolvente ............................................ 186 7.1.2. Centros de transformación a la intemperie .............................................. 188 7.2. Esquema general de la disposición de los aparatos de un centro de transformación .... 190 7.3. Requisitos reglamentarios relativos al aislamiento ................................................ 193 7.4. Descripción y clasificación de aisladores ............................................................... 201 7.4.2. Aisladores de líneas aéreas ...................................................................... 201 7.4.1. Aisladores de aparatos ............................................................................. 204 7.5. Características asignadas para la elección del aislador .......................................... 206 7.6. Normas de aplicación a los aisladores ................................................................... 206 7.7. Bibliografía............................................................................................................. 208 8. Aparatos de maniobra de circuitos .............................................................................. 209 8.1. Aparatos de maniobra de circuitos. Generalidades ................................................ 210 8.2. Seccionadores. Descripción y clasificación ........................................................... 210 8.2.1. Seccionadores ......................................................................................... 210 8.2.2. Seccionadores de puesta a tierra .............................................................. 213 8.3. Interruptores e interruptores automáticos. Descripción y clasificación.................. 215 8.4. Características asignadas aplicables a la aparamenta ............................................. 221 8.5. Ejemplos de cálculo para la selección de aparatos ................................................. 223 8.6. Bibliografía............................................................................................................. 231 9. Transformadores de potenciay de distribución .......................................................... 233 9.1. Clasificación de transformadores ........................................................................... 233 9.2. Transformadores de potencia ................................................................................. 235 9.2.1. Aspectos constructivos ............................................................................ 236 9.2.2. Normativa aplicable y placa de características ........................................ 239 9.2.3. Parámetros asignados .............................................................................. 239 9.2.4. Sistemas de refrigeración y calentamiento admisible ............................. 241 9.2.5. Transformador con tomas ....................................................................... 243 9.2.6. Grupos de conexión ................................................................................ 251 9.2.7. Funcionamiento en paralelo .................................................................... 255 9.2.8. Transformadores de tres devanados ....................................................... 258

XIII

Tecnología eléctrica

9.3. Transformadores de distribución ............................................................................ 259 9.3.1. Transformadores de distribución de tipo sumergido en aceite .................. 261 9.3.2. Transformadores de distribución de tipo seco............................................ 264 9.4. Ensayos normativos ................................................................................................. 265 9.5. Bibliografía .............................................................................................................. 266 10. Esquemas de distribución en baja tensión. Tierras 267 10.1. Esquemas de distribución TN, TT e IT .................................................................. 268 10.1.1. Esquema TN ............................................................................................... 268 10.1.2. Esquema TT ............................................................................................... 270 10.1.3. Esquema IT ................................................................................................ 270 10.1.4. Condiciones de protección aplicables ........................................................ 271 10.1.5. Puesta a tierra ............................................................................................. 272 10.2. Cálculo de la resistencia de puesta a tierra .............................................................. 275 10.3. Tensión de paso y tensión de contacto .................................................................... 278 10.4. Condiciones de protección y separación ................................................................. 282 10.5. Instalaciones de puesta a tierra. Esquema general................................................... 290 10.6. Medida de la resistencia de puesta a tierra .............................................................. 297 10.7. Bibliografía ............................................................................................................ 299 11. Esquemas generales de las instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades ........................................................................................ 301 11.1. Instalaciones de enlace. Esquema general y definiciones ....................................... 302 11.2. Intensidades máximas admisibles por los circuitos ................................................. 304 11.3. Cálculo de las corrientes de cortocircuito en las instalaciones ................................ 310 11.4. Protección mediante interruptores automáticos y fusibles. Características asignadas ... 314 11.4.1. Interruptores automáticos ........................................................................... 314 11.4.2. Fusibles .................................................................................................... 320 11.5. Condiciones a verificar y selectividad. Criterios de selección ................................ 324 11.6. Sobretensiones en las líneas eléctricas .................................................................... 327 11.6.1. Sobretensiones transferidas ....................................................................... 328 11.6.2. Sobretensiones por desconexión de neutro ............................................... 328 11.6.3. Sobretensiones por transitorios de maniobra.............................................. 328 11.6.4. Sobretensiones por descargas de origen atmosférico .......................... 330 11.6.5. Protección frente a las sobretensiones ....................................................... 333 11.6.6. Ejemplo de aplicación ................................................................................ 337 11.6.6. Bibliografía ................................................................................................ 360 12. Protección contra los choques eléctricos...................................................................... 361 12.1. Tensiones máximas admisibles................................................................................ 361 12.1.1. Protección contra los contactos directos ..................................................... 364 12.1.2. Protección mediante envolventes ............................................................... 364 12.1.3. Protección por puesta fuera de alcance u obstáculos .................................. 365 12.1.4. Protección mediante aislamiento ................................................................ 365 12.1.5. Protección contra tensiones residuales ....................................................... 366 12.1.6. Protección por uso de muy baja tensión de seguridad ................................ 367 12.2. Protección contra los contactos indirectos .............................................................. 368 12.2.1. Protección por puesta a tierra y desconexión automática de la alimentación 368

Índice general

IX

12.3.2. Protección por separación eléctrica de la alimentación.............................. 373 12.3.3. Protección por doble aislamiento ............................................................... 375 12.4.Coordinación de aislamiento en baja tensión. Líneas de fuga, distancias en el aire y distancias a través del aislamiento ........................................................................ 376 12.4.1. Determinación de las distancias en el aire ................................................. 377 12.4.2. Líneas de fuga ............................................................................................ 381 12.4.3. Aislamiento sólido y ensayos .................................................................... 383 12.5. Ejemplo de aplicación ............................................................................................. 385 12.6. Bibliografía.............................................................................................................. 389 Índice alfabético 391

XI

Tecnología eléctrica

PRÓLOGO La energía eléctrica se considera y se percibe hoy en día como un bien básico sin el cual la sociedad actual, tal y como la conocemos, no se puede imaginar. Desde su producción en las centrales eléctricas hasta su consumo final en nuestras ciudades, fábricas y hogares, hay un gran número de sistemas, de equipos y de normas de funcionamiento y de seguridad que lo permiten y que son objeto de la denominada Tecnología Eléctrica. La conocida afirmación de que en ocasiones “los árboles no dejan ver el bosque” se puede aplicar con toda propiedad a la Electricidad y a la Tecnología Eléctrica: la omnipresencia de la primera en nuestra sociedad tecnológica industrial ha dado lugar al escaso conocimiento y poca difusión que se tiene de la segunda. Por ello, el objetivo de este libro es presentar y explicar los principales temas relativos a la tecnología que subyace tras la generación, el transporte, la distribución y la utilización de la energía eléctrica, incluyendo conceptos relacionados con el diseño y la operación de las instalaciones eléctricas. Bajo el título Tecnología Eléctrica se puede encontrar muchos libros que dan contenido a la idea expuesta en el párrafo anterior desde puntos de vista muy distintos. Otros libros son excelentes monografías sobre algunos de los diferentes temas que entran dentro de esa tecnología. Frente a todos ellos, la principal virtud de este libro es la de ser uno de los pocos en ofrecer una visión general y, a la vez, rigurosa de los fundamentos y de los aspectos más importantes que aborda la Tecnología Eléctrica, desde la generación hasta la distribución y el consumo final. En él se explica qué es un sistema eléctrico, se presentan las herramientas básicas de análisis y diseño de los sistemas e instalaciones eléctricas y se describen los principales equipos y aparatos que se encuentran en ellos, haciendo referencia constante a las normas que les son de aplicación. En los actuales planes de estudios de la titulación de Ingeniero Industrial hay una asignatura que, precisamente, también tiene ese nombre, Tecnología Eléctrica, y que por su carácter troncal es común a todos los ingenieros industriales, sea cual sea su especialidad. Además, la realidad profesional de las demás ramas de la Ingeniería hace que también, con mayor o menor profundidad, en todas ellas se aborden contenidos relacionados con la Tecnología Eléctrica. Igualmente, la constante actualización de las normas y aspectos técnicos relativos al Sector Eléctrico obliga a los profesionales que trabajan en él a mantenerse al día en estos temas. Este libro está dirigido a todos ellos, estudiantes y profesionales, interesados en el conocimiento, el estudio y el desarrollo profesional de la Tecnología Eléctrica y en él se combinan los aspectos prácticos de esta tecnología, basados en el uso de tablas y gráficos, con un análisis riguroso de los circuitos eléctricos propios de la misma, más habitual del análisis de los sistemas eléctricos de potencia. En cualquier caso, para el estudio de este libro es aconsejable tener unos conocimientos previos de carácter básico de Teoría de Circuitos y de Máquinas Eléctricas, equivalentes a los correspondientes a una asignatura universitaria cuatrimestral en cada una. El contenido del libro es unitario, aunque en él se pueden distinguir tres partes o bloques temáticos que corresponden al sistema eléctrico, su representación y análisis, a los aparatos y equipos que en él se encuentran, y a las instalaciones de baja tensión, analizadas desde el punto de vista de la seguridad. Su contenido se ha dividido en doce capítulos.

XII

Tecnología eléctrica

En el primer capítulo se explica qué es un sistema eléctrico, particularizando esa presentación al Sistema Eléctrico Nacional español. A continuación se describen los distintos tipos de centrales de producción de energía eléctrica existentes: hidroeléctricas, térmicas convencionales, nucleares y con energías renovables. Se finaliza el capítulo con la referencia a las principales leyes y normas técnicas que constituyen la legislación básica del Sector Eléctrico español. El Capítulo 2 es un resumen y recordatorio de los conceptos electrotécnicos básicos necesarios para el análisis de los circuitos eléctricos y, en particular, de los sistemas trifásicos. A continuación se explica el método de cálculo en valores por unidad que constituye una poderosa herramienta para el análisis de los sistemas eléctricos de potencia. El Capítulo 3 aborda el estudio de las máquinas eléctricas: el generador síncrono, el motor de inducción o asíncrono y el transformador. Partiendo del principio físico de funcionamiento de cada una de ellas, el capítulo se refiere a su estudio y modelado eléctrico como elementos existentes dentro del sistema eléctrico. El Capítulo 4 desarrolla el estudio de otro de los elementos básicos de los sistemas eléctricos como son las líneas de transporte y distribución. Se explican sus parámetros característicos y los modelos eléctricos que se utilizan para representarlas en función de su longitud. Se finaliza el capítulo con la presentación de los cables, utilizados en media y baja tensión, de sus principales características y, como ejemplo de aplicación, la explicación del método de selección de cables en los sistemas de baja tensión. Una vez vistos los elementos que forman un sistema eléctrico, en el Capítulo 5 se desarrolla el análisis del sistema como un conjunto que integra esos elementos vistos en los dos capítulos anteriores. Así, se explican los modelos de red y se extiende a ellos el método de cálculo en valores por unidad. Por último se explica el problema del flujo de cargas, que es el estudio clásico básico de análisis del sistema eléctrico en estado normal y que permite calcular su punto de funcionamiento en régimen permanente. En el Capítulo 6 finaliza la primera parte del libro con la explicación del otro estudio clásico de análisis del sistema, esta vez en estado perturbado, como son las faltas simétricas o cortocircuitos trifásicos. Si bien este tipo de cortocircuito es el menos frecuente en el sistema (frente a las faltas entre dos fases o entre fase y tierra), es el que da lugar a las mayores corrientes de falta por lo que es el utilizado para el dimensionado del sistema y de sus protecciones. La segunda parte del libro corresponde a los elementos y equipos de un sistema eléctrico y se inicia en el mismo Capítulo 6 con la descripción de los relés que son los elementos que deben detectar esas corrientes de falta y provocar la actuación de las protecciones del sistema. Se describen los distintos tipos de relés, sus características y valores de definición, con indicación de las normas que les son aplicables. El Capítulo 7 trata de los centros de transformación a partir de su descripción física y operativa. El centro de transformación es la parte del sistema eléctrico que da una mejor visión de conjunto, pues en él se concentran la mayoría de los elementos más importantes que hay en cualquier sistema eléctrico, fundamentalmente aquellos que tienen una relación directa con la seguridad, como son los aisladores, los seccionadores y los interruptores, los fusibles y los transformadores de distribución y medida. En este capítulo también se presentan las características de aislamiento necesarias en el sistema y se describen los aisladores que son los principales elementos que garantizan esas características. En el Capítulo 8 se describen los elementos que se encargan de las maniobras de interrupción, seccionamiento y protección de los circuitos del sistema eléctrico y que forman lo que en la terminología del sector se conoce como aparamenta eléctrica. Se describen física y funcionalmente cada uno de ellos, las características normativas que se les asignan y, mediante algunos ejemplos de aplicación, el cálculo para la elección de esas características. El Capítulo 9 aborda el estudio de los transformadores de potencia y de los transformadores de distribución. Se describen los distintos tipos de transformadores de potencia y de distribución que hay en el sistema, sus principales características constructivas, parámetros asignados y condiciones de funcionamiento, conforme a la normativa que les es de aplicación, así como los tipos de ensayos normativos establecidos.

XIII

Tecnología eléctrica

En el Capítulo 10 se inicia la tercera parte del libro dedicada a las instalaciones de baja tensión, con la descripción de los diferentes esquemas normalizados de distribución del neutro, dependiendo de la conexión a tierra de las masas y del neutro, y estableciendo los requisitos generales que dichos esquemas deben cumplir. A continuación, en este mismo capítulo, también se describen las instalaciones de puesta a tierra en baja tensión y se explica su finalidad. El Capítulo 11 aborda la seguridad de las instalaciones de baja tensión frente a las sobretensiones y a las sobreintensidades (tanto sobrecargas como cortocircuitos). Para ello se describen esos tipos de perturbaciones y se establecen, en cada caso, los métodos de selección de los dispositivos de protección relevantes atendiendo, entre otros, a los criterios térmicos y de intensidad máxima admisible por un circuito. Con ello se determinan los principales parámetros y características asignadas de las protecciones, así como la necesaria coordinación que debe haber entre ellas. El libro termina con el Capítulo 12 en el que se describen las distintas formas de protección contra los choques eléctricos, considerando tanto las condiciones normales de uso como las debidas al fallo del aislamiento. Se describen las principales medidas de protección contra contactos directos mediante envolventes, por medio de obstáculos y por alejamiento. En lo relativo a los contactos indirectos se describen las reglas generales de protección atendiendo a los diferentes esquemas de distribución del neutro y se describe el funcionamiento y las características principales del interruptor diferencial como elemento básico de protección contra contactos indirectos en algunos tipos de instalación descritos. En este capítulo, al igual que en los dos anteriores, se desarrolla un ejemplo de aplicación detallado que sirve para fijar los conceptos explicados, y se hace referencia a la normativa aplicable en todo momento, especialmente al Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión (aunque se trata de una norma válida sólo para España, otros países disponen de reglamentos similares). El contenido del libro es completo y autosuficiente, y en él se incluyen numerosas referencias a otros libros y normas con objeto de citar las fuentes de la información usada. También se incluyen referencias no citadas con objeto de que el lector interesado pueda ampliar sus conocimientos en los temas desarrollados. A lo largo del libro se incluyen ejemplos, de mayor o menor extensión, que ayudan a comprender los conceptos individuales expuestos o la relación entre ellos. Debe tenerse en cuenta que conforme se avanza en la exposición de la materia los ejemplos de hacen más complejos, haciendo uso de ideas expuestas en otros capítulos anteriores. Por último, indicar que este libro cuenta con una página propia en Internet en el OLC de McGraw-Hill (www.mhe.es/guiradol). Esta página, dirigida tanto a profesores como a alumnos y a lectores en general que utilicen este libro, se irá enriqueciendo poco a poco con más ejemplos, notas de clase y aclaraciones de los temas tratados, informes y enlaces con otras páginas de interés en Internet y cualquier otra información, siempre actualizada, referida a la Tecnología Eléctrica.

XIV

Tecnología eléctrica

Notación utilizada

En la escritura del libro hemos pretendido que la notación utilizada sea lo más simple posible, buscando facilitar la comprensión de los conceptos expuestos. Las magnitudes se expresan usando el Sistema Internacional de Unidades (SI). Los valores instantáneos se representan usando letras minúsculas. Se prescinde de la indicación de la dependencia de la variable tiempo (t) para simplificar la notación. Así, u e i son equivalentes a u (t ) e i (t ). Los fasores (números complejos) se representan con letras mayúsculas con una barra arriba, mientras que sus módulos se representan con la misma letra mayúscula sin barra. Siguiendo esta regla, U , I , Z y S representan una tensión, una intensidad, una impedancia y una potencia compleja, mientras que U , I , Z y S representan los módulos de esas magnitudes. Siguiendo un criterio común en Teoría de Circuitos y Análisis de Sistemas Eléctricos de Potencia, en los circuitos de las figuras las referencias de tensión se presentan como flechas que apuntan al extremo de menor potencial cuando la tensión es positiva. Por último, es costumbre en Ingeniería Eléctrica que las tensiones sean de línea, salvo que se indique lo contrario, y los módulos de las tensiones e intensidades complejas sean valores eficaces salvo que se haga alguna indicación al respecto.

AGRADECIMIENTOS Queremos finalizar esta presentación del libro expresando nuestro agradecimiento a todas las personas e instituciones que de alguna forma han colaborado con nosotros en su realización. La escritura de este libro nos ha permitido comprobar la gran cantidad de compañeros y buenos amigos que tenemos en la Universidad y en la Industria y que con sus opiniones, sugerencias y aportaciones, todas ellas imprescindibles, han permitido su realización. Entre ellos queremos destacar a los responsables del Laboratorio Central Oficial de Electrotecnia (LCOE), profesores D. Fernando Garnacho, D. Pascual Simón, D. Manuel Valcárcel y D. Antonio Valladolid, a los profesores de la E.T.S. de Ingenieros Industriales de la UNED D. Manuel-Alonso Castro, D. Juan Vicente Míguez, Dña. Consuelo Sánchez y D. Javier Sanz, a D. Julián Caballero y Dña. Mercedes Vidaurrázaga de AENOR y a D. Josep Figa y D. Damien Chardonnereau del Grupo Schneider. Igualmente queremos agradecer también la amable colaboración que hemos recibido de la Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA), de la Asociación Española de Normalización y Certificación (AENOR), del Foro de la Industria Nuclear Española, del Grupo Schneider y de Red Eléctrica de España S.A., por las fotografías y esquemas que nos han facilitado, muchos de los cuales se han incluido en el libro y que permiten ilustrar y, sin duda, aclarar los contenidos desarrollados en él, haciendo cierta una vez más esa sentencia de que una imagen vale más que mil palabras. También queremos agradecer a McGraw-Hill y a nuestro editor D. Carmelo Sánchez la publicación del libro y la idea de mantenerlo vivo y en permanente actualización a través de su página en Internet. Por último, queremos dedicar de alguna forma este libro a nuestros antiguos alumnos, hoy todos ellos ya ingenieros, a los alumnos que en cada curso se enfrentan en la Universidad al estudio de las asignaturas relacionadas con la Ingeniería Eléctrica y a todos los lectores de esta obra, ya que su interés y su esfuerzo son los que nos animan en este empeño. Los autores. Marzo de 2006

1 Capítulo

EL SISTEMA ELÉCTRICO

La electricidad es la forma de energía más utilizada hoy en día en la industria y en los hogares. La electricidad es una forma de energía relativamente fácil de producir en grandes cantidades, de transportar

a largas distancias, de transformar en otros tipos de energía y de consumir de forma aceptablemente limpia. Está presente en todos los procesos industriales y en prácticamente todas las actividades humanas por lo que se puede considerar hoy en día como un bien básico insustituible. Para que la electricidad pueda ser utilizada es necesario, como en cualquier otra actividad industrial, un sistema físico que permita y sustente todo el proceso desde su generación hasta su utilización y consumo final. Este sistema es el sistema eléctrico. El objetivo de este primer capítulo es describir qué es un sistema eléctrico en general, finalizando con el Sistema Eléctrico Nacional. Para ello, en primer lugar y como introducción, se ofrece una breve visión histórica de la Tecnología Eléctrica desde sus orígenes, hace poco más de un siglo, que sirve para entender mejor cómo se ha llegado a los sistemas eléctricos actuales. El resto del capítulo es una presentación y descripción del primero de los elementos principales de cualquier sistema eléctrico como son las centrales eléctricas.

1.1.

Antecedentes históricos de la Tecnología Eléctrica

A pesar de la importancia que tiene hoy en día la energía eléctrica en prácticamente todas las actividades del hombre, tanto industriales como residenciales y domésticas, su historia sin embargo es relativamente reciente ya que el inicio de la Tecnología Eléctrica está aceptado situarlo en el último cuarto del siglo XIX. Esa tecnología se desarrolla a partir de la base científica, experimental y teórica, que sobre la electricidad se había elaborado y formulado a lo largo de todo ese siglo. En 1871 Z. T. Gramme presenta la primera dinamo industrial movida por una máquina de vapor, lo que supuso poder disponer de electricidad en forma corriente continua y en cantidad “abundante”, sustituyendo así a las pilas utilizadas hasta entonces como únicas fuentes de electricidad (la pila había sido inventada por Alessandro Volta en el año 1800). Otro hito importante ocurrió el 4 de septiembre de 1882 cuando Thomas A. Edison, utilizando 6 generadores de corriente continua con una potencia total de 900 CV y unas 7.200 bombillas (inventadas también por él a finales de 1879),

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ilumina la calle Pearl en Nueva York, acontecimiento que tuvo una enorme repercusión en su momento y que se reconoce como el primer sistema de distribución de energía eléctrica utilizado para alumbrado público. Desde ese momento queda claro el enorme potencial, técnico y económico, que supone la energía eléctrica; la carrera por su control y utilización fue imparable. Así, ese mismo año, 1882, L. Gaulard y J. Gibbs presentan la primera patente del transformador, que fue mejorada un año después por los ingenieros Deri, Blathi y Zypemowski. George Westinghouse compra en 1885 la patente del transformador y al año siguiente, en 1886, realiza el primer sistema de alumbrado público en corriente alterna en Great Barnington (MA, EE.UU.) y funda su empresa para el desarrollo y utilización de la electricidad en corriente alterna, la Westinghouse Electric and Manufacturing Co. En 1888 Nikola Tesla inventa y patenta el primer motor de inducción, Westinghouse compra la patente y contrata a Tesla. En los años 1888 y 1889 se vive una apasionante guerra tecnológica y comercial: la lucha entre los defensores de los sistemas de corriente continua, encabezados por Edison a través de su empresa, la Edison General Electric Co., y los de los sistemas de corriente alterna, con Westinghouse al frente. Los sistemas en corriente continua contaban con la ventaja de estar más desarrollados en aquel momento, pero presentaban el gran problema de las pérdidas de energía por efecto Joule debidas a la corriente que circulaba por el sistema, problema más grave cuanto mayor era la potencia demandada; para minimizar en lo posible esas pérdidas los generadores debían estar en las propias ciudades, en el centro de la zona que alimentaban (de ahí quizás el nombre de “central” que todavía se utiliza en español para designar a las instalaciones de generación). La gran ventaja que supuso el poder transportar la energía eléctrica en corriente alterna desde las centrales generadoras, situadas a muchos kilómetros de los consumidores, gracias a poder elevar la tensión mediante los transformadores, y el desarrollo y la utilización en la industria de los motores de inducción a partir de la patente de Tesla, dieron finalmente la victoria a los sistemas de corriente alterna. Con la presentación en 1891, en la Exposición de Frankfurt, del primer sistema trifásico entre Frankfurt y Lauffen y la construcción de la central de las Cataratas del Niagara en 1895, la corriente alterna queda definitivamente aceptada como la forma de generar, transportar y distribuir la energía eléctrica. España no se quedó al margen de esa corriente tecnológica de aquellos años. Así, en 1881 se construyó en Madrid la primera central eléctrica de la ciudad para iluminar la Puerta del Sol y los Jardines de El Retiro y, en 1886, Gerona fue la segunda ciudad europea en estar totalmente iluminada con energía eléctrica. En 1909 se puso en funcionamiento la línea entre la central hidroeléctrica de Molinar, en el río Júcar, y Madrid que, con una longitud de 250 km y una tensión de 60 kV, era en ese momento la línea más larga y de mayor tensión de Europa.

1.2.

Estructura de un sistema eléctrico

Un sistema eléctrico se define como el conjunto de instalaciones, conductores y equipos necesarios para la generación, el transporte y la distribución de la energía eléctrica. Desde finales del siglo XIX y durante todo el siglo XX, el crecimiento de los sistemas eléctricos ha ido a la par del avance tecnológico de la sociedad, hasta el punto de considerar el consumo de energía eléctrica como uno de los indicadores más claros del grado de desarrollo de un país.

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Centrales eléctricas Red de transporte de A.T. (mallada, de 400 a 110 kV) Consumidores en A.T.

Subestaciones Centros de transformación

Redes de transporte y distribución en M.T. (malladas, de 66 a 1 kV) Consumidores en M.T.

Centros de transformación

Redes de distribución en B.T. (radiales, de 1000 a 230 V) Consumidores en B.T.

Figura 1.1. Estructura de un sistema eléctrico.

Los primeros sistemas eléctricos estaban aislados unos de otros; el crecimiento de la demanda de electricidad, y de la consiguiente capacidad de generación y de transporte, supuso un rápido proceso de concentración empresarial y de interconexión de esos pequeños sistemas dando lugar a otros mucho más grandes, tanto en potencia como en extensión geográfica, que son los que existen actualmente. La Figura 1.1 muestra un esquema de la estructura de un sistema eléctrico actual de generación, transporte y distribución de energía eléctrica. La generación de energía eléctrica tiene lugar en las centrales eléctricas. La mayor parte de las centrales son hidráulicas y térmicas, tanto convencionales (de carbón, de fuelóleo, de gas, de ciclo combinado y de cogeneración) como nucleares. Actualmente se está ampliando el tipo de centrales y así, aunque aún con una potencia instalada mucho menor que las anteriores, existen centrales basadas en energías renovables (eólicas, fotovoltaicas, de biogás obtenido a partir de la biomasa o de residuos sólidos urbanos, etc.). Los alternadores de las centrales producen la energía eléctrica en media tensión, de 6 a 30 kV, tensión que se eleva mediante los

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transformadores de salida de la central, para ser inyectada en la red de transporte. La frecuencia del sistema de corriente alterna que se genera es fija y está normalizada: 50 Hz en Europa y 60 Hz en gran parte de América. La red de transporte y distribución está formada por las líneas que llevan esa energía hasta los consumidores. El transporte se hace en alta tensión (400, 220 y 132-110 kV) para disminuir las pérdidas. La red de alta tensión es una red geográficamente extensa, va más allá de las fronteras de los países, y es mallada. En los nudos de esa malla, donde las líneas se interconectan (es decir, a donde llegan y de donde salen), se encuentran las subestaciones en las que están los transformadores, para cambiar a los niveles de tensión de las líneas, los elementos de mando y de protección, que sirven para manipular y proteger la red (interruptores, seccionadores, fusibles, pararrayos, etc.), y los elementos de medida, que permiten conocer en todo momento la situación del sistema y los valores de las variables más importantes. De algunas de esas subestaciones salen líneas a menor tensión que forman las redes de distribución en media tensión (de 66 a 1 kV), mucho menos malladas y de menor tamaño, en las se encuentran los centros de transformación en los que la tensión se va reduciendo hasta que finalmente, y conforme el sistema llega hasta los últimos consumidores, se transforman en otras redes de baja tensión (400 y 230 V). Por último están los consumidores de esa energía eléctrica que se genera en las centrales. Esos consumidores, también llamados cargas, se conectan a la red en alta tensión (grandes industrias y, sobre todo, las redes de distribución de media tensión), en media tensión (industrias, distribución a las ciudades y redes de distribución en baja tensión) y en baja tensión (la mayoría de los consumidores como, por ejemplo, pequeñas industrias y los consumidores domésticos finales).

1.3.

El Sistema Eléctrico Español

En el primer tercio del siglo XX en España, como en el resto del mundo, el desarrollo del sistema eléctrico se caracterizaba por un gran número de pequeñas empresas y sistemas locales, creados para el suministro de electricidad a las ciudades y zonas industriales. El constante crecimiento de la demanda y la necesidad de inversiones de capital cada vez mayores dieron lugar a una paulatina concentración empresarial. La Guerra Civil en España y la Segunda Guerra Mundial en Europa, supusieron un importante estancamiento de ese crecimiento que se prolongó en los años siguientes debido a la destrucción de las principales instalaciones. Para unir esfuerzos y con el propósito de salir de esa situación, las principales empresas eléctricas españolas fundaron en 1944 UNESA (Unidad Eléctrica S.A.), sociedad cuyos principales objetivos eran procurar una explotación coordinada de los recursos eléctricos de los que disponían esas empresas eléctricas y promover el desarrollo del sistema eléctrico nacional con la interconexión de todas las redes que había. Esos objetivos dieron sus frutos y el sistema eléctrico español fue creciendo basándose en la construcción de grandes centrales hidroeléctricas, primero, y luego térmicas y al constante desarrollo de la red eléctrica. Hasta la primera mitad de la década de los 80, el sector eléctrico español estaba formado por un reducido conjunto de grandes empresas eléctricas privadas con una estructura vertical (es decir, cada una integraba los negocios de generación, transporte, distribución y comercialización de la energía eléctrica) y una empresa pública, Endesa, que tan solo tenía generación (centrales térmicas que consumían carbón nacional). El funcionamiento del sistema se realizaba más o menos de forma independiente por cada empresa, de tal forma que cada una gestionaba su sistema buscando su óptimo

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económico, estableciendo o no, según le conviniese, acuerdos bilaterales de compra y venta de energía con las empresas vecinas. En el año 1984 esta situación cambia con la entrada en vigor del Marco Legal Estable. Esta ley garantizaba la viabilidad de las empresas eléctricas como un monopolio a cambio de una fuerte intervención en su gestión, al entender el sector eléctrico como un servicio público. Así, se crea Red Eléctrica de España S. A. (REE), que pasa a ser la propietaria de la red de transporte en alta tensión, que se nacionaliza, y la generación se centraliza, tanto en la planificación (a través del PEN, Plan Energético Nacional) como en su funcionamiento, según el denominado funcionamiento en pool: todo el sistema se gestiona como una única empresa mediante un despacho centralizado (que realiza REE) con una distribución posterior de los costes y de los beneficios entre las empresas. En el año 1996, con la Directiva Europea del Mercado Interno de Electricidad se pretende liberalizar el mercado de la energía eléctrica en la Unión Europea rompiendo los monopolios que, en distintas formas, existían en cada país. En España esa directiva dio lugar, en el año 1997, a la Ley del Sector Eléctrico que supuso un cambio radical del sector al introducir la liberalización de las actividades reguladas (se prohíbe la tradicional integración vertical de negocio de las empresas eléctricas) y al suprimir el concepto de servicio público, los monopolios y la planificación centralizada. Así, actualmente en España el mercado eléctrico está desregulado y funciona como una especie de bolsa donde se compra y vende energía eléctrica mediante un sistema de casación entre las ofertas de venta de energía, presentadas por los productores que tienen la generación, y las ofertas de compra realizadas por los comercializadores. Para supervisar este mercado de compraventa, la Ley del Sector Eléctrico establece la creación de dos entidades independientes: el Operador del Mercado y el Operador del Sistema. El primero, encomendado a OMEL (compañía Operador del Mercado Español de Electricidad S.A.), es el garante de la operación económica del sistema mediante la gestión de ese mercado de ofertas de compra y de venta de energía eléctrica y la liquidación final resultante. El segundo, encomendado a REE (Red Eléctrica de España S.A.), es el que garantiza el funcionamiento del sistema desde el punto de vista técnico, para asegurar la continuidad, calidad, seguridad y coordinación de las operaciones de generación y transporte. De esta forma España ha sido uno de los primeros países en crear y en poner en marcha su mercado eléctrico desregulado, modelo que ha servido de ejemplo para otros países. Para finalizar este apartado, en la Tabla 1.1 se ofrece una visión general resumida del Sistema Eléctrico Nacional mediante sus cifras más significativas correspondientes al cierre del año 2004.

1.4.

Centrales eléctricas

Las centrales eléctricas son las instalaciones en la que se produce la energía eléctrica. Aunque se pueden encontrar diferentes formas de clasificar las centrales, la más aceptada lo hace en cuatro grandes grupos: ■ Centrales hidroeléctricas. ■ Centrales térmicas convencionales. ■ Centrales nucleares. ■ Centrales con energías renovables.

8 Tecnología eléctrica Tabla 1.1. Datos estadísticos del Sistema Eléctrico Español en 2004 (fuentes [4] y [9]).

POTENCIA INSTALADA Hidráulica Térmica convencional(,) Nuclear Renovables (incluida minihidráulica) TOTAL

BALANCE ENERGÉTICO Producción neta Intercambios internacionales. Exportación Intercambios internacionales. Importación Pérdidas en transporte y distribución CONSUMO NETO

RED DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN Líneas de 400 kV Líneas de 200 kV Líneas de 132-110 kV TOTAL (1)

MW 16.657 33.185 7.876 10.707 68.425 GWh 263.068 11.150 8.112 20.207 239.823 km 16.831 16.417 21.092 54.340

Incluida las no renovables en Régimen Especial (cogeneración y residuos).

1.4.1. Centrales hidroeléctricas La gran cantidad de energía que tiene el agua en movimiento es bien conocida desde la antigüedad, muchas veces por sus efectos devastadores, como las inundaciones y las riadas, aunque en la mayoría de las ocasiones lo ha sido por su aprovechamiento por el hombre, en cada época de la historia, para el desarrollo de la sociedad. Así, ya de la época romana se pueden encontrar molinos, norias, canales y otras obras hidráulicas que demuestran ese conocimiento y utilización. La producción de electricidad en una central hidroeléctrica se basa en la transformación de la energía cinética de un cierto caudal de agua que mueve una turbina hidráulica, en energía eléctrica producida por un alternador acoplado al eje de la turbina. La energía cinética del agua puede obtenerse directamente del caudal de un río o bien aprovechando o creando un desnivel suficiente en su cauce mediante una presa o un canal. Esta relativa facilidad para su utilización hizo que desde el inicio de la industria eléctrica a finales del siglo XIX, la producción de electricidad mediante centrales hidroeléctricas haya ido a la par con su desarrollo. Como ejemplo, se puede citar la central de la Cataratas del Niagara, EE.UU., construida en 1895. El funcionamiento básico de una central hidroeléctrica se puede explicar a partir de la Figura 1.2, que representa una central a pie de presa. En el cauce de un río se construye una presa que permite acumular una gran cantidad de agua creando un embalse. La elevación del nivel del agua permite disponer de una energía potencial debida a la diferencia de altura del agua que existe entre la cota superior del embalse y la cota del río a pie de presa: esa energía potencial del salto, convertida en energía cinética al liberar el agua de forma controlada, es la que se trasforma posteriormente en energía eléctrica mediante los grupos turbina-alternador de la central. Mediante una toma de agua situada en el embalse a media altura, para aprovechar el volumen del embalse hasta la cota superior, protegida por una rejilla metálica en su entrada, para evitar que

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Figura 1.2. Esquema de una central hidroeléctrica: (1) presa, (2) embalse, (3) rejilla de entrada, (4) tubería forzada, (5) turbina, (6) alternador, (7) central y subestación de salida (por cortesía de UNESA).

penetren en ella cuerpos sólidos de gran tamaño, y a través de una cámara de compuertas, para regular el caudal, el agua entra en una tubería forzada o de presión, que atraviesa el cuerpo de la presa y la lleva desde el embalse a la central donde se encuentran los equipos hidroeléctricos. En esa tubería forzada, la presión del agua hace que la energía potencial que tenía se transforme en energía cinética al adquirir velocidad. Al llegar a la central, ese agua a presión y en movimiento actúa, a través del distribuidor de la turbina, sobre los álabes del rodete de la turbina hidráulica haciendo que ésta gire. El eje del rodete de la turbina está unido (es el mismo) al eje del rotor del alternador, un generador síncrono, que al girar induce en su estator una corriente alterna de media tensión y, en consecuencia, alta intensidad. Para evacuar esa energía eléctrica producida, a la salida del alternador, el transformador de la central eleva la tensión para su inyección en la red a través de las líneas eléctricas que salen de la central. El agua, una vez que ha cedido su energía en la turbina, es devuelta al cauce del río, aguas abajo de la central, para que siga su curso hasta, quizá, otro embalse que permita seguir aprovechando el desnivel. De esta forma, se crea un sistema hidroeléctrico de varias centrales en un mismo río o en varios ríos de una misma cuenca hidrográfica. A su vez, en una misma central suelen existir varios grupos turbina-alternador alojados en una misma sala de máquinas o edificio de la central, lo que permite aumentar la potencia de la central. Como se ha visto en la descripción anterior, en una central hidroeléctrica hay una gran cantidad de elementos, lo que permite realizar distintas clasificaciones de este tipo de centrales

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Figura 1.3. Central de salto por derivación de Cofrentes, Valencia.

atendiendo a ellos: el emplazamiento para aprovechar el salto, el tipo de presa, la capacidad del embalse, la potencia de la central y el tipo de funcionamiento. Desde el punto de vista del emplazamiento existen tres tipos básicos de centrales: de derivación, de acumulación y mixto. En las primeras no existe un embalse en el que acumular el agua y conseguir altura, lo que sí ocurre en las segundas, mientras que las terceras son un tipo intermedio entre las anteriores. En las centrales de derivación o de salto por derivación, en un punto del cauce de un río se construye un pequeño embalse o azud que permite desviar el agua a un canal abierto con el objetivo de que el agua circule por él siguiendo un camino de pendiente mínima y así conservar su energía potencial ganando altura respecto al cauce natural del río. Una vez conseguido el desnivel suficiente, en un punto del canal se construye una cámara de presión de la que parte una tubería forzada que lleva el agua a presión hasta la central donde se encuentran los grupos turbina-alternador (Figura 1.3). A este tipo de central también se le denomina de tipo fluyente ya que al no disponer de embalse no puede almacenar agua y, por lo tanto, turbina toda el agua que les llega, siendo el valor máximo el correspondiente al caudal de diseño de la central. En las centrales de acumulación existe una presa construida en el cauce del río que permite acumular agua y obtener una cierta altura; al pie o en la base de la presa está la central. Este esquema es el que corresponde a la central hidroeléctrica general descrita al inicio de este apartado. En las centrales de salto mixto se utiliza una presa para embalsar el agua, que se lleva hasta la central a través de una conducción a presión. En esta conducción se distinguen tres partes: una tubería o galería a presión que sale de la presa y que, de forma análoga al canal de derivación de las primeras, le permite al agua seguir ganando altura respecto al cauce del río; una tubería presión que lleva el agua hasta la central donde están los grupos turbina-alternador; y una chimenea de equilibrio o de expansión para regular las sobrepresiones que se producen en las conducciones anteriores debido al movimiento del agua por ellas y que, por estar a presión, podría llegar a dañarlas (un ejemplo bien conocido es el fenómeno del “golpe de ariete” que se produce en una tubería cuando, por la acción de

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la apertura o cierre de una válvula, se modifica bruscamente la velocidad del agua a presión que circula por ella). Este tipo de central presenta las ventajas de los otros dos esquemas: por un lado puede almacenar el agua en el embalse y ganar el desnivel de la presa y, por otro, permite aumentar ese desnivel hasta la cota de la central mediante la conducción a presión. Desde el punto de vista de la presa existen dos tipos básicos: la presa de gravedad y la presa de bóveda o de arco (Figura 1.4). La presa de gravedad retiene el agua que embalsa gracias a su propio peso, transmitiendo así el empuje del agua al terreno sobre el que se asienta. El cuerpo de la presa (sección transversal) consiste en un núcleo impermeable de arcilla apisonada y hormigón recubierto por ambos lados mediante capas superpuestas de distintos materiales de acopio (roca y escollera); de esta forma se consigue una estructura de gran volumen cuyo propio peso es el que soporta el empuje del agua embalsada. La ventaja de este tipo de presa es que permite cerrar cauces anchos de río pero, por el contrario, no permite conseguir mucha altura, ya que sería necesario una gran cantidad de material. La presa de bóveda o de arco recibe su nombre de la forma que tiene. Este tipo de presa se construye en zonas del cauce del río de menor anchura en las que éste discurre entre paredes de roca. La presa consiste en una pared curva de hormigón cuya forma permite transmitir el empuje del agua embalsada al terreno y, sobre todo, a las dos paredes de la montaña en las que se apoya la presa. Este tipo de presa permite diseños más estilizados, disminuyendo el volumen de material necesario para su construcción y obteniendo presas de mayor altura; sin embargo, existen menos emplazamientos donde pueden construirse ya que requieren de valles en los que el río vaya relativamente encajonado con sólidas paredes a los dos lados que aguanten el empuje del agua embalsada que les transmite el arco de la presa. En cualquiera de estos dos tipos de presas, además del agua que sale del embalse al ser turbinada en la central, la presa debe disponer de uno o varios canales o vías para permitir desaguar o verter agua al cauce, tanto por seguridad para que no se sobrepase el nivel máximo del embalse (por una avenida debida a lluvias o deshielo) como por razones medioambientales para garantizar un caudal mínimo del río aguas abajo de la presa (en centrales de derivación y de salto mixto). Estos canales de desagüe o vertido pueden partir de la parte baja del embalse, denominados de fondo (por lo tanto son conducciones a presión que, además, permiten una cierta limpieza de materiales de arrastre del fondo del embalse), y también estar en la coronación de la presa, bien en el centro de la misma o en un lateral, denominados aliviaderos o vertederos, como se ven en la Figura 1.4. En cuanto a la capacidad del embalse, las centrales se clasifican en fluyentes y con regulación que, a su vez, pueden ser de regulación anual o hiperanual. Las centrales fluyentes son aquellas que no tienen embalse o, si lo tienen, es de un volumen muy pequeño, de tal forma que en cualquier caso turbinan en cada momento el agua que les llega. Las centrales de salto por derivación, como ya se ha indicado, son un ejemplo de este tipo de centrales. Las centrales con regulación son aquellas que tienen un embalse con mayor volumen de almacenamiento de agua de tal forma que pueden turbinar en cualquier momento el agua embalsada (principalmente en las horas de punta de demanda cuando la energía es más cara) independientemente de cuál sea el caudal de agua que llega al embalse en ese mismo momento. Este tipo de centrales tiene la gran ventaja de que además de producir electricidad permite regular

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Figura 1.4. Tipos de presas: (arriba) de gravedad, central de José Ms de Oriol, Cáceres, y (abajo) de bóveda, central de Aldeadávila, Salamanca (por cortesía de UNESA).

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Figura 1.5. Central de bombeo puro de Cortes-La Muela, Valencia (por cortesía de UNESA).

el curso de los ríos en los que se encuentran para otros fines, como abastecimiento de agua y regadío, y paliar los posibles efectos de riadas y avenidas. Según sea el volumen de agua que puede embalsar la regulación puede ser anual, regulando los caudales estacionales dentro de un mismo año, o hiperanual, cuando esa regulación va más allá de un año y permite aprovechar en los años más secos las aportaciones de agua de los años húmedos o de mayor hidraulicidad. El modo de funcionamiento también permite hacer otra clasificación de las centrales hidroeléctricas en dos grandes grupos: las convencionales y las de bombeo. Las primeras comprenden a todas aquellas cuyo modo de funcionamiento es el descrito hasta ahora, es decir, produciendo electricidad mediante el turbinado del agua. Por su parte, las centrales de bombeo (Figura 1.5), en ocasiones llamadas también reversibles, son centrales hidroeléctricas que constan de dos embalses situados a distintas cotas, lo que le permite dos modos de funcionamiento alternativos: en uno, el agua del embalse superior es turbinada al inferior produciendo electricidad que es inyectada en la red; en el otro, la central consume energía eléctrica de la red para bombear agua del embalse inferior al superior. Aunque las turbinas y las bombas de la central pueden ser máquinas distintas, en la mayor parte de los casos el grupo turbina-alternador es reversible y el mismo para los dos modos de funcionamiento, comportándose como turbina-alternador cuando genera electricidad y como bomba-motor cuando bombea agua. Por último, según se llene el embalse superior, la central puede ser de bombeo puro, cuando el agua del embalse superior ha debido ser previamente bombeada desde el inferior, o de bombeo mixto, cuando eso no es necesario como, por ejemplo, en el caso una central hidroeléctrica convencional que posee una cierta potencia de bombeo.

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Las centrales de bombeo han aparecido en las últimas décadas como complemento a las grandes centrales térmicas y nucleares, de tal forma que turbinan y generan energía eléctrica en las horas de punta, cuando la demanda es mayor, y bombean consumiendo energía eléctrica en las horas de valle o de los fines de semana en las que la demanda es menor. El objetivo de este tipo de centrales evidentemente no es energético, su rendimiento está en torno al 70%, sino que es económico, ya que genera en las horas de punta en las que la energía es más cara a costa de consumir la energía mucho más barata de las horas de valle. Otro objetivo es de funcionamiento del sistema, al permitir que muchas centrales nucleares y térmicas puedan funcionar durante las horas de baja demanda a su potencia base o a su potencia mínima técnica, evitando así que algunas se tuvieran que desconectar (ya que en ocasiones la suma de los mínimos técnicos de todas las centrales conectadas en un día es superior a la demanda del sistema en las horas de valle). La potencia de una central hidroeléctrica depende del número de grupos turbina-alternador que tenga y, para cada uno de ellos, del caudal del agua y del salto efectivo, que es la diferencia entre la cota de entrada en el embalse y la de salida en la turbina menos las pérdidas que se producen en todos los elementos (en las rejillas de entrada en la toma del embalse, de carga en los canales y en las tuberías de presión, en el distribuidor de la turbina y en la propia turbina). Esto hace que haya un intervalo de potencias nominales muy amplio, desde grandes centrales de varios cientos de megavatios hasta otras más pequeñas de algunas decenas de kilovatios. Así, desde el punto de vista de la potencia nominal de la central se distingue entre las centrales hidroeléctricas convencionales y las minicentrales hidráulicas. El límite entre estos dos grupos se ha establecido en 10 MW, de tal forma que aquellas cuya potencia es inferior a ese valor se definen como minicentrales hidráulicas. Aunque este tipo de centrales se encuentra en el origen de la industria eléctrica, su importancia decayó debido a la construcción de las grandes centrales hidroeléctricas; sin embargo, la crisis energética de los años ochenta les devolvió su interés y actualmente se engloban dentro del grupo de centrales que utilizan energías renovables. Otro de los elementos más importantes de una central hidroeléctrica es la turbina. El objetivo de la turbina hidráulica es trabajar en todo instante con el mejor rendimiento posible. La gran amplitud de los márgenes en los que se encuentran los valores del caudal y del salto hace que no sea factible que haya un único tipo de turbina para todas las posibles situaciones que se pueden dar con esas dos variables. De esta forma se distinguen tres tipos básicos de turbinas: Pelton, Francis y Kaplan. La turbina Pelton se utiliza en centrales con pequeño caudal y gran salto (más de 300 m). El rodete de una turbina Pelton presenta un conjunto de cazoletas o cucharas en su borde exterior contra las que choca el agua, haciendo así que la turbina gire. El agua es proyectada sobre las cazoletas del rodete a través de un conjunto de toberas que están situadas en dirección tangencial, cuyo número suele ser de uno a cuatro, y que sirven para regular el caudal y dirección del chorro de agua. Este principio de funcionamiento define la turbina Pelton como una turbina de acción, de eje horizontal, y su característica es que la velocidad de salida del agua por la tobera es la correspondiente al salto, por lo que este tipo de turbinas presenta excelentes rendimientos. El rendimiento máximo de una turbina Pelton, en general, está algo por encima del 90% y se obtiene para caudales de entre el 30% y el 100% del caudal nominal. La turbina Francis, se utiliza en centrales con valores medios de caudal y salto (de 300 a 25 m). Se trata de una turbina de reacción ya que el agua llega radialmente al rodete y al pasar por él su dirección se desvía en un ángulo recto de tal forma que sale en sentido paralelo al eje de giro. En estas turbinas la velocidad de entrada del agua en el rodete es inferior a la correspondiente al salto, siendo esa diferencia proporcionalmente mayor cuanto menor es el salto. La turbina Francis es de eje vertical y consta de un distribuidor, formado por varías palas móviles que permiten disminuir el paso de agua cuando se va cerrando la admisión (con el objetivo de mantener un alto rendimiento), el rodete de la turbina con sus paletas o álabes que producen la desviación de la dirección del agua y el tubo de aspiración para la descarga del agua. El rendimiento máximo de una turbina Francis, en general, está también ligeramente por encima del 90% pero sólo se obtiene para caudales de entre 60% y el 100% del caudal nominal.

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La turbina Kaplan, se utiliza en centrales con gran caudal y un pequeño salto (menos de 50 m). Es también una turbina de reacción pero a diferencia de la Francis la entrada de agua es Axial, el número de paletas del rodete es menor (de dos a cuatro para saltos pequeños que puede aumentar hasta ocho al aumentar el salto) y tiene una forma parecida a la de las hélices de un barco. El rendimiento de una turbina Kaplan decae rápidamente al disminuir el caudal respecto a1 nominal, por lo que se utilizan para centrales que tienen saltos y caudales prácticamente constantes. Para mantener el rendimiento de la turbina, existe un sistema de regulación que mueve las paletas del rodete de forma simultánea adecuando para cada caudal su ángulo de Admisión y de salida en relación al del caudal del agua; de esta forma se consigue mantener el rendimiento máximo de la turbina para caudales de entre el 30% y el 100% del nominal. Para finalizar este apartado es conveniente conocer algunos datos y algunas cifras del sistema hidroeléctrico español y de su evolución histórica. Hasta finales de la década de los años cincuenta la producción de energía eléctrica de origen hidráulico era la predominante con una producción de 8937 GWh en 1955 (el 75.5% del total) y una potencia instalada de 3200 MW (u,n 78% de la potencia total). El crecimiento de la demanda de energía eléctrica obligó a aumentar el parque generador español, lo que se llevó a cabo principalmente con la construcción de centrales termoeléctricas. Este crecimiento, que se inició en la década de los años sesenta, hizo que aunque se siguiese con la construcción de grandes centrales hidroeléctricas, la participación de la energía de origen hidráulico en el total del sistema eléctrico nacional disminuyera, de tal forma que en el año 2004 la producción hidroeléctrica, incluida la minihidráulica, fue de 34321 GWh (el 13,6% del total) con una potencia instalada de 18256 MW (un 26,7% del total). En cuanto a las principales instalaciones y aprovechamientos hidroeléctricos españoles actuales, en las Tablas 1.2 y 1.3 se resumen las centrales hidroeléctricas con mayor potencia instalada y las mayores centrales de bombeo. Tabla 1.2. Mayores centrales hidroeléctricas españolas.

Central Embalse Aldeadávila I y II Aldeadávila José Ma de Oriol Alcántara Cortes-La Muela Cortes-La Muela Villarino Almendra

Potencia (MW) 1139,2 915,2 908,3 810.0

Río Duero Tajo Júcar Tormes

Provincia Salamanca Cáceres Valencia Salamanca

Tabla 1.3. Mayores centrales de bombeo.

Central Villarino La Muela Estany Gento-Sallente Aldeadávila II

Potencia (MW) Rio 810 Tormes 628,4 Idear 451 Flamisell 421 Duero

Provincia Salamanca Valencia Lérida Salamanca

Tipo Mixto Puro Mixto Mixto

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1 . 4 . 2 . Centrales térmicas convencionales Las centrales térmicas convencionales son aquellas que producen energía eléctrica a partir de la combustión de combustibles fósiles tradicionales como son el carbón, el fuelóleo y el gas. Este tipo de centrales está en el origen y en la expansión de la industria eléctrica, especialmente las de carbón, y se basan principalmente en el ciclo termodinàmico del agua/vapor, aunque actualmente también incluye instalaciones que adaptan nuevas tecnologías como es el ciclo combinado. De esta forma, las centrales térmicas convencionales se clasifican en tres grandes grupos: ■ Las centrales termoeléctricas de tecnología convencional, con un único ciclo termodinàmico de agua/vapor. ■ Las centrales de ciclo combinado, en las que se combina un ciclo de turbina de gas cor otro de agua/vapor. ■ Las centrales de cogeneración, que son instalaciones que además de producir electricidad producen vapor para su uso industrial o residencial. El principio básico de este tipo de centrales es, como se ha indicado, el ciclo termodinàmico del agua/vapor, también conocido como ciclo de Rankine. En la Figura 1.6 se representa sobre un diagrama de entropía-temperatura el ciclo de Rankine junto a un esquema con los equipos elementales necesarios. El ciclo comienza en la caldera donde el agua a presión es calentada (pasa del punto A a los puntos B y C del diagrama) hasta obtener vapor saturado, con una presión de 166 a 172 bar, que es sobrecalentado hasta una temperatura de 538 a 545 °C (de C a D). Este vapor de alta presión y alta temperatura se expande en la turbina (de D a E). A la salida de la turbina el vapor, que tiene una presión de 0,07 a 0,035 bar, se condensa en el condensador (de E a F). Mediante la bomba de agua alimentación se eleva la presión del agua obtenida a la salida del condensador (de F a A), que es introducida de nuevo en la caldera iniciándose el ciclo. En estas condiciones, con este ciclo de Rankine básico se llega a obtener un rendimiento térmico de alrededor del 34%. Para aumentar ese rendimiento se realizan dos modificaciones del ciclo de Rankine básico- que consisten en recalentar el vapor a su paso por la turbina y en precalentar el agua a presión que entra en la caldera. En el primer caso, se recurre a dividir la turbina en dos o tres cuerpos o escalones, denominados de alta, media y baja presión, lo que permite recalentar el vapor cuando

Figura 1.6. Ciclo de Rankine básico.

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Figura 1.7. Turbina de vapor de una central térmica durante su montaje, donde se observan los diferentes cuerpos de la turbina (por cortesía de UNESA).

pasa de un cuerpo a otro (Figura 1.7). En el segundo, se precalienta el agua de alimentación de la caldera mediante una serie de calentadores (intercambiadores de calor) alimentados con vapor obtenido de extracciones intermedias de la turbina bien en alguno de sus escalones o bien cuando pasa de un cuerpo a otro (se trata, en cualquier caso, de pequeñas extracciones que suponen un gasto másico muy pequeño). Estas dos modificaciones se observan en el esquema de la Figura 1.8. En las centrales térmicas de carbón, de fuelóleo y de gas. existe una zona de almacenamiento de combustible (parque de carbón y depósitos de fuel o de gas) que garantizan su disponibilidad para un tiempo razonable de funcionamiento de la central. La diferencia básica entre estos tipos de centrales es la caldera donde se quema el combustible y el tratamiento previo de éste. Así, en una central térmica de carbón, éste es triturado en molinos hasta convertirlo en un polvo muy fino, para facilitar su combustión completa, que es introducido en la caldera mediante chorros de aire caliente. En las de fuelóleo, el combustible es precalentado para aumentar su fluidez y poder así ser inyectado más fácilmente en los quemadores de la caldera. En todas ellas, los quemadores de la caldera están diseñados específicamente según el tipo de combustible que han de quemar y la tecnología utilizada para ello. El resto del proceso es ya prácticamente el mismo en las tres y responde al esquema representado en la Figura 1.8. Las paredes de la caldera están completamente recubiertas de una densa y extensa red de miles de tubos por los que circula agua, a una presión y temperatura adecuada, que es calentada al quemar el combustible y que se transforma en vapor de agua con unas condiciones elevadas de presión y temperatura. Este vapor es conducido hasta una turbina de vapor donde se expande haciendo girar su rotor, que mueve un alternador acoplado a su eje.

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Figura 1.8. Esquema de funcionamiento de una central térmica convencional.

El alternador produce la energía eléctrica y los transformadores de salida de la central elevan su tensión para inyectarla a la red a través de las líneas eléctricas que salen de la central. El vapor a la salida de la turbina es transformado de nuevo en agua en el condensador que, a continuación y una vez eleva su presión y temperatura, es introducida otra vez a la caldera iniciando así el ciclo. Para condensar el vapor de agua de la salida de la turbina, el condensador, que está situado justo debajo de la turbina, es refrigerado por otro circuito de agua, denominado de refrigeración, que puede ser cerrado o abierto. En el primer caso, el agua del circuito de refrigeración que se ha calentado en el condensador (téngase en cuenta que el condensador es un gran intercambiador de calor), se enfría en las torres de refrigeración gracias a la circulación natural por convección de un gran volumen de aire provocada por la forma de las torres, antes de volver a ser introducida en el condensador; de esta forma, sólo es necesario aportar un volumen de agua equivalente al que se pierde en forma de vapor y que sale a la atmósfera por la parte superior de las torres de refrigeración (Figuras 1.9 y 1.14). En el segundo caso, el agua de refrigeración del condensador es descargada directamente al mar o a un río o embalse, en un circuito abierto. Por último, la central térmica dispone de una serie de equipos y sistemas para minimizar el impacto que supone el proceso de combustión sobre el medioambiente, como son la chimenea de gran altura, los precipitadotes electrostáticos para retener la mayor parte de las partículas sólidas producidas al quemar el combustible y que van con el humo (cenizas volantes), y los equipos de desulfuración de gases y catalizadores para minimizar las emisiones de SH2, SOA y NO*. En el ciclo de Rankine, mostrado en el diagrama de la Figura 1.6, se asume que la expansión en la turbina (de D a E) es isentrópica y adiabática, que es lo mismo que asumir que el rendimiento térmico de la turbina es del 100%. En la realidad esto no es así ya que existen pérdidas en los elementos de la turbina como válvulas de admisión, descarga y, principalmente, en los álabes. Actualmente, el diseño de los álabes se adapta y ajusta a los valores de la presión del vapor que se expande en los distintos cuerpos de la turbina obteniéndose así rendimientos térmicos de la turbina del 90% o incluso superiores. Otro de los elementos importantes de una central térmica es la caldera. Su diseño depende del tipo de combustible y en las de carbón incluso del tipo de carbón.

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Figura 1.9. Central térmica de carbón de Soto de Ribera, Asturias (por cortesía de UNESA).

Además de las calderas convencionales de carbón pulverizado, en la década de los ochenta se introdujeron nuevas tecnologías de combustión y nuevos diseños de calderas: ■ Las calderas de lecho fluido, tanto a presión como a presión atmosférica, que se caracterizan por permitir la retención en la propia caldera de una gran parte del azufre que contiene el combustible, lo que contribuye a una disminución de las emisiones de óxidos de azufre y de nitrógeno (a estos procesos se les denomina tecnologías limpias de combustión del carbón). ■ Las calderas de carbón pulverizado con ciclos supercríticos, que permiten aumentar la presión y la temperatura del vapor, lo que lleva a un aumento del rendimiento del ciclo. ■ Las calderas de gasificación de carbón, en las que se obtiene gas para ser utilizado en un ciclo combinado (que se ve más adelante). Este gas obtenido es más limpio y produce menos contaminantes que los que hay en los gases de la combustión producidos en las calderas convencionales. ■ Las calderas de las centrales de fuelóleo, en su gran mayoría, se han rediseñado para poder quemar indistintamente tanto este combustible como gas natural dando lugar a las denominadas centrales térmicas bicombustibles. La caldera junto a todos sus elementos y sistemas auxiliares (precalentadores, economizadores, evaporadores, sobrecalentadores y calderines) presenta rendimientos alrededor del 90% o incluso superiores. De esta forma y teniendo en cuenta los rendimientos de todos los elementos de la central

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Figura 1.10. Esquema de funcionamiento de una central de ciclo combinado.

y del ciclo termodinàmico, el rendimiento total o global de una central térmoeléctrica convencional con un ciclo de agua/vapor está actualmente entre el 36 y el 40%. El siguiente grupo de centrales térmicas convencionales es el de las centrales de ciclo combinado. Este tipo de centrales aparecieron en la década de los años setenta y se basa en combinar dos ciclos termodinàmicos, de ahí su nombre: un ciclo de turbina de gas (ciclo de Brayton) y un ciclo de agua/vapor (ciclo de Rankine). El esquema de este tipo de centrales se representa en la Figura 1.10. La turbina de gas es una instalación en la que se distinguen tres elementos principales: un compresor en la entrada, la cámara de combustión y una turbina en la salida (la instalación es conceptualmente similar al motor de un avión). En el ciclo de turbina de gas el combustible, que normalmente es gas natural, se quema en la cámara de combustión junto con el aire a presión que entra en ella desde el compresor, obteniéndose unos gases de combustión que alcanzan una temperatura de entre 1300 y 1430 °C (unos 1200 °C a la salida de la cámara). Esos gases de combustión se expanden en la turbina de gas, que mueve tanto el compresor del aire de entrada como el rotor de un alternador eléctrico acoplado a su eje. Los gases de escape de la turbina tienen una temperatura en tomo a 600 °C, que es suficiente para ser aprovechada generando vapor en una caldera de recuperación. En la caldera de recuperación se inicia el ciclo de agua/vapor: el vapor producido en ella se expande en una turbina de vapor que mueve otro alternador, el vapor de salida de la turbina se condensa en el condensador y vuelve a introducirse, a una presión y temperatura adecuada, a la caldera de recuperación. La energía eléctrica total producida por la central es la suma de las generadas por los dos alternadores y, como en las demás centrales eléctricas, su tensión se eleva en los transformadores de salida de la central para ser inyectada a la red. El combustible de este tipo de centrales generalmente es gas natural aunque también se utiliza gas procedente de la gasificación del carbón. Gracias a la combinación de los dos ciclos, en las centrales de ciclo combinado se consigue actualmente un rendimiento total próximo al 60%.

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Figura 1.11. Central térmica de ciclo combinado de Castellón (por cortesía de UNESA).

El tercer tipo de central térmica convencional lo constituyen las centrales de cogeneración. El objetivo de este tipo de centrales es producir tanto electricidad como calor, generalmente en forma de vapor de agua, para fines industriales o residenciales. La producción de electricidad puede incluso no ser el objetivo principal de la instalación, de hecho en muchas ocasiones la electricidad producida lo es a partir del calor o del vapor residual del proceso térmico principal de la instalación. Según el tipo del grupo turbina-alternador y del combustible utilizados y del objetivo principal de la instalación, existen distintos tipos de sistemas de cogeneración como, por ejemplo, los basados en ciclo de turbina de gas, con motor diesel u otros motores alternativos, con turbina de vapor, instalaciones con hornos y calderas, etc. En cualquier caso, la gran ventaja de las centrales de cogeneración es que permiten obtener altos rendimientos, muy superiores a los que se obtendrían para la producción de vapor y de electricidad por separado. En España el peso de las centrales térmicas convencionales en la producción de energía eléctrica es importante. Desde la mitad de la década de los años setenta, la mitad de la producción eléctrica se obtuvo con centrales de este tipo y de ellas en las de carbón, ya que el carbón cobró importancia como sustituto del fuelóleo tras las crisis energéticas mundiales. El combustible empleado es principalmente carbón nacional que, aunque son carbones pobres como los lignitos pardos, son la única energía primaria fósil nacional. En el año 2004 la potencia instalada correspondiente a las centrales térmicas convencionales era de 33185 MW, un 48,5% del total, y produjeron 134910 GWh, un 55,5% de la producción total de electricidad, de los que algo más de la mitad fueron generados con carbón. En la Tabla 1.4 se recogen las principales características de las mayores centrales térmicas españolas.

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Tecnología eléctrica Tabla 1.4. Principales centrales térmicas españolas por tipo de combustible.

Central Puentes de García Rodríguez Compostilla Aboño Teruel Litoral de Almería Los Barrios Castellón Bahía de Bizkaia Santurce

Potencia (MW) 1468,5 1340,6 921,7 1101,4 1158,9 567,5 814,1 828,6 936

Provincia Combustible La Coruña Lignito pardo León Hulla y antracita Asturias Hulla y antracita Teruel Hulla subbituminosa Almería Hulla (import.) Cádiz Hulla (import.) Castellón Gas natural Vizcaya Gas natural Vizcaya Fuel y gas natural

1 . 4 . 3 . Centrales nucleares Las centrales nucleares son un tipo de centrales de producción de energía eléctrica similares a las centrales térmicas convencionales explicadas en el apartado anterior, en el sentido de que, como aquellas, se basan en un ciclo de agua/vapor en el que una turbina de vapor mueve al alternador que genera la energía eléctrica. La diferencia está en la caldera en la que se quema el combustible para producir ese vapor y que en las centrales nucleares es el reactor nuclear; en él la energía liberada por la fisión de los núcleos de uranio del combustible es la que produce el calor necesario para generar el vapor. Esta diferencia es tan sustancial que hace que, a pesar de esa gran similitud en la forma de producir la energía eléctrica, las centrales nucleares se consideren como un tipo de centrales distinto al anterior. La fisión es una reacción nuclear en la que los núcleos de ciertos isótopos de algunos elementos pesados, especialmente uranio (235U) y plutonio (239Pu), se dividen cuando chocan contra ellos neutrones de una cierta energía. Como consecuencia del impacto, ese núcleo se divide en dos fragmentos y se liberan dos o tres neutrones y una gran cantidad de energía, en forma de energía cinética, que es proporcional a la perdida de masa producida en la reacción conforme a la conocida ecuación de Einstein. Esta energía es utilizada en el reactor nuclear para producir vapor y, posteriormente, electricidad mediante el conjunto turbina-alternador. Los neutrones liberados en la fisión de un núcleo de combustible pueden servir para provocar nuevas reacciones de fisión de otros núcleos, obteniéndose así un proceso continuo llamado reacción en cadena. De esta forma esta reacción se puede mantener a sí misma una vez iniciada, lo que garantiza una producción de energía permanente. Si la reacción en cadena se mantiene estable se dice que el sistema está en estado crítico y corresponde con un estado de funcionamiento permanente del reactor. La característica que diferencia e implica una tecnología específica para las centrales nucleares se centra en dos aspectos: la reactividad y la radiactividad. Se entiende por reactividad a la capacidad multiplicadora neutrónica del reactor y, en consecuencia, de generación de potencia, incluyendo además todos los aspectos termomecánicos y de integridad de la instalación. Otro concepto diferente es la radiactividad, que es la facultad de algunos núcleos de emitir radiaciones que, en el caso del combustible nuclear, conlleva una enorme amplificación de la radiactividad natural de la materia prima cuando ésta se irradia en el reactor. El elemento característico y diferenciador de una central nuclear es el reactor nuclear. El reactor nuclear de fisión se define como un sistema que es capaz de iniciar, mantener y controlar una reacción de fisión nuclear en cadena y de permitir extraer el calor generado por ella. Para esto, en el reactor se pueden distinguir los siguientes elementos esenciales:

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El combustible, que está formado por el material fisionable (por ejemplo óxido de uranio 235) dispuesto en formas de barras que forman el núcleo del reactor. El moderador, que sirve para disminuir la velocidad de los neutrones rápidos (con una energía del orden de keV) haciendo que sean neutrones lentos o térmicos (del orden de 0,025 eV). Como moderador se utiliza agua, grafito o agua pesada. Este elemento no existe en los denominados reactores rápidos. Los elementos de control, que debido a su capacidad de absorber neutrones sirven para controlar el número de neutrones que hay en el núcleo y, en consecuencia, la reactividad del reactor tanto durante el funcionamiento permanente (estado crítico del núcleo) como durante las paradas (estado subcrítico). Estos elementos están dispuestos en forma de barras que se pueden introducir entre las barras de combustible en el núcleo del reactor. El refrigerante, que es el elemento encargado de extraer el calor generado en el núcleo del reactor y puede ser agua ligera, agua pesada o gases como anhídrido carbónico o helio. El blindaje, que sirve de contención y evita la fuga al exterior de radiaciones y de neutrones del reactor y está formado tanto por la vasija del reactor como por edificio de contención en el que se encuentra. Para el blindaje se utiliza acero, hormigón y plomo, entre otros materiales.

Una primera clasificación de los reactores nucleares se hace conforme a la velocidad de los neutrones presentes en la reacción de fisión. Así se habla de reactores térmicos o lentos y de reactores rápidos. Los reactores térmicos o lentos comerciales se dividen a su vez, según el moderador en reactores de agua ligera (que utilizan como combustible uranio enriquecido), reactores de agua pesada (que utilizan uranio natural) y reactores de grafito. En los reactores rápidos no existe moderador ya que se utilizan los neutrones rápidos de la reacción de fisión. La utilización de neutrones rápidos favorece el importante fenómeno de la reproducción que consiste en que el número de núcleos fisionable producidos es igual o mayor que el de los consumidos. Esta característica se presenta como un incentivo muy notable para la utilización de este tipo de reactores ya que los convierte en un instrumento muy apropiado para extraer la energía del uranio natural lográndose un alto quemado del combustible. La gran mayoría de centrales nucleares de producción de energía eléctrica existentes en el mundo corresponden a reactores de agua ligera (todas las centrales que hay en España son de este tipo), en los que el se utiliza agua como moderador y como refrigerante, siendo el combustible uranio ligeramente enriquecido. En los reactores de agua ligera existen dos tipos o diseños: el rector de agua a presión o PWR (del inglés Pressurized Water Reactor) y el reactor de agua en ebullición o BWR (del inglés Boiling Water Reactor). En el reactor de agua a presión (Figura 1.12), la energía liberada por la reacción de fisión en cadena que se produce en el núcleo se transmite al refrigerante, que es agua y que se mantiene en estado líquido debido a la gran presión a la que está sometida. Este agua sale de la vasija del reactor y circula a través de una tubería a presión (circuito primario), pasa por unos intercambiadores de calor, denominados generadores de vapor, en los que cede la mayor parte de su energía térmica y regresa al núcleo del reactor. En los generadores de vapor, el agua del circuito secundario se convierte en vapor de alta presión y temperatura que sale del edificio de contención del reactor hacia la turbina de vapor donde se expande. Una vez condensada, vuelve al edificio del reactor iniciándose de nuevo el ciclo agua/vapor del circuito secundario. El reactor de agua en ebullición (Figura 1.13) se diferencia del anterior en que carece de generadores de vapor. El agua de refrigeración en el circuito primario está a una presión ligeramente

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Figura 1.12. Esquema de una central nuclear con reactor de agua a presión o PWR.

inferior de tal forma que en el interior del reactor se produce el vapor de agua que va directamente a la turbina de vapor. Alrededor de la vasija del reactor y de las bombas y tubería del circuito primario existe una contención primaria de acero, denominada piscina de supresión cuyo fin es retener y condensar las posibles fugas de vapor que se pudieran producir. El otro edificio particular y característico de una central nuclear es el edificio de combustible en el que se almacena en piscinas convenientemente protegidas el combustible consumido, a la espera de que descienda su nivel de actividad para su traslado a las instalaciones de almacenamiento provisional o definitivo, y el combustible nuevo utilizado en las recargas del núcleo. Este edificio está unido al del reactor, para la gestión y la manipulación del combustible, y ambos están a su vez controlados, blindados y completamente aislados del resto de la central. E1 inicio de la industria nuclear para la producción de energía eléctrica puede situarse en la década de los sesenta y aunque su nacimiento fue prometedor como una solución al constante incremento de la demanda mundial de energía eléctrica, las crisis económicas de las dos décadas siguientes, la enorme cantidad de capital que era necesario invertir para su construcción y la fuerte oposición antinuclear de la opinión pública frenaron, prácticamente en todo el mundo, todos los programas nucleares que había en marcha. En el año 2000 existían en el mundo 438 centrales nucleares en funcionamiento para la producción de energía eléctrica, instaladas en 43 países y con una potencia neta total de poco más de 350 GW y una producción de 2450 TWh. En la Unión Europea, en ese mismo año había 136 centrales en funcionamiento que produjeron algo más de una tercera parte de la electricidad consumida, de ellas 59 están en Francia (el segundo país del mundo en número de centrales de este tipo, sólo por detrás de los EE.UU., y cuya producción en el año 2000 supuso el 76,4% de la producción total de electricidad de ese país).

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Tabla 1.5. Centrales nucleares españolas.

Central Potencia (MW) José Cabrera 150 Garoña 466 Almaraz I 977 Almaraz II 980 Aseó I 1032 Aseó II 1027 Cofrentes 1092 Vandellós II 1087 Trillo 1066

Provincia Guadalajara Burgos Cáceres Cáceres Tarragona Tarragona Valencia Tarragona Guadalajara

Reactor PWR BWR PWR PWR PWR PWR BWR PWR PWR

En España hay 9 centrales en funcionamiento, con una potencia nominal total de 7876 MW y una producción en 2004 de 63606 GWh, un 25,3% de la producción española de electricidad.

Figura 1.13. Esquema de una central nuclear con reactor de agua en ebullición o BWR.

En la Tabla 1.5 se recogen las principales características de esas nueve centrales nucleares que hay en funcionamiento en España, ordenadas según se conectaron a la red eléctrica entre 1968, la primera (José Cabrera, cuyo cierre definitivo está previsto en 2006), y 1988, la última (Trillo).

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Figura 1.14. Central nuclear de Trillo (por cortesía de Foro Nuclear).

1.4.4.

Centrales con energías renovables

El origen de todas las fuentes de energía primaria se encuentra en el Sol, al menos así lo entienda muchos autores. Como ejemplo de esta afirmación, baste recordar que los combustibles fósiles tienen su origen en la vegetación y en la fauna que creció y se desarrolló en la superficie de nuestro planeta gracias a la luz solar durante el periodo Carbonífero, hace ya mucho tiempo entre 290 y 355 millones de años. Entonces, ¿qué son las energías renovables? El Consejo Mundial de la Energía definió en 1992 como fuente renovable de energía, toda aquella que “está disponible a partir de procesos permanentes y naturales de conversión de energía, explotables económicamente en las condiciones actuales o en las de un futuro próximo' Esta definición da las claves de las dos características fundamentales que definen a las energías renovables: por un lado, que respondan a procesos naturales y permanentes, es decir, procesos que aseguren la existencia de esas fuentes de energía primaria de forma continua dentro de una escala de tiempo acorde con la del hombre y con la de nuestra sociedad y, por otro, que estén disponibles de forma económica hoy en día o en poco tiempo mediante el desarrollo de nuevas tecnologías. Conforme a esta definición, las energías renovables que se utilizan como energía primaria para la producción de electricidad son: ■ La energía hidráulica de potencia inferior a 10 MW. ■ La energía eólica. ■ La energía solar, tanto su aprovechamiento térmico (solar de alta temperatura) come directo (solar fotovoltaica). ■ La energía geotérmica. ■ La energía del mar, tanto de las mareas como de las olas y de las corrientes marinas. ■ La energía almacenada en la biomasa. ■ La pila de combustible.

Centrales minihidráulicas

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Las centrales hidroeléctricas de pequeña potencia, hasta 10 MW, corresponden a las denominadas centrales minihidráulicas de las que ya se trató en el Apartado 1.4.1. Su consideración como un tipo de centrales incluido dentro de las centrales con energías renovables, diferenciándolas de las hidroeléctricas de mayor potencia, se justifica por su impacto medioambiental prácticamente nulo (al no anegar grandes extensiones de terreno como ocurre con los grandes embalses) y, sobre todo, por la nueva tecnología utilizada en su desarrollo y por su tratamiento legal y administrativo, similar al de las demás centrales con energías renovables. En el año 2004 había una potencia instalada de 1599 MW correspondiente a centrales minihidráulicas que produjeron un total de 4544 GWh, un 13,2% de la generación eléctrica total de origen hidráulico. Centrales eólicas

El aprovechamiento de la energía eólica consiste en la transformación de la energía cinética del viento en energía eléctrica. Esta transformación la realiza el aerogenerador, cuyo movimiento de giro responde al mismo principio físico de los molinos de viento. Por esa similitud, el funcionamiento de un aerogenerador es bastante simple e intuitivo: el viento hace girar las palas del aerogenerador que, mediante un multiplicador, hace girar al rotor de un generador eléctrico que es el que produce la energía eléctrica. La energía eléctrica producida por varios aerogeneradores de un mismo emplazamiento, que forman lo que se conoce como parque eólico o central eólica, se concentra en un punto del parque en el que están los transformadores de salida de la central que elevan la tensión para su inyección en la red eléctrica (Figura 1.15). Los aerogeneradores pueden ser de eje horizontal o de eje vertical, aunque la gran mayoría son del primer tipo. Existen muchos diseños de aerogeneradores pero básicamente todos constan de cuatro elementos principales: ■ Las palas son los elementos que deben captar la energía del viento. Están diseñadas con perfiles aerodinámicos específicos para aerogeneradores con el objetivo de poder aprovechar al máximo la velocidad del viento. Su número puede variar y depende de la velocidad de giro del rotor del aerogenerador, aunque la mayoría posee tres palas. Se fabrican de materiales compuestos y es uno de los elementos más críticos del aerogenerador debido a los esfuerzos mecánicos y a las condiciones meteorológicas que debe soportar. ■ El buje es el elemento en el que se unen las palas al rotor del aerogenerador y que gira solidariamente con ellas. Además de servir de anclaje de las palas, en los aerogeneradores de paso variable, en el buje se instala el sistema de variación del paso o del ángulo que presentan las palas al viento. ■ La góndola es la estructura en la que está acoplado el buje y que contiene además los elementos mecánicos (rodamiento principal, multiplicador, frenos, sistema de orientación, etc.) y el generador eléctrico. La góndola va montada sobre la torre mediante una corona dentada que la permite girar para orientarse al viento, en la gran mayoría de los casos a barlovento. ■ La torre, en cuya parte superior está la góndola, es la estructura que está unida al suelo y que soporta todo el peso de los elementos anteriores y los esfuerzos mecánicos y estructurales del conjunto. En la mayoría de los casos, debido a su gran altura, está hueca y por su interior se accede hasta la góndola y bajan los cables eléctricos.

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Figura 1.15. Parque eólico de La Plana, Zaragoza (por cortesía del prof. M. Castro).

Los aerogeneradores pueden ser de paso fijo y de paso variable. En los primeros el ángulo del perfil que presenta la pala al viento es siempre el mismo, ya que está rígidamente unida al buje. Este tipo corresponde a aeroeneradores de velocidad fija conectados a la red, son los más económicos y robustos pero presentan un peor rendimiento. Al aumentar la velocidad del viento el sistema entra en pérdida aerodinámica limitando la velocidad de giro y la potencia generada; para evitar el embalamiento del aerogenerador o cuando éste se desconecta, tiene además un aerofreno en el extremo de cada pala. En los aerogeneradores de paso variable el ángulo de la pala se puede variar mediante un sistema situado en el buje, que la hace girar en torno a su eje, para regular el ángulo que presenta al viento. Mediante esta variación del paso se consigue controlar la potencia generada y la velocidad y la aceleración de giro del rotor, lo que permite mejorar notablemente el rendimiento del aerogenerador. El giro del ángulo de la pala puede ser tanto en la dirección del viento como en sentido contrario, dando lugar al fenómeno denominado de pérdida aerodinámica activa. La potencia que se puede extraer del viento es directamente proporcional al área del círculo barrido por las palas (y, por lo tanto, al cuadrado de la longitud de la pala) y al cubo de la velocidad del viento. Por este motivo, y entre otros aspectos de diseño, para aumentar la potencia de los aerogeneradores es necesario aumentar la longitud de las palas y, en consecuencia, la altura de la torre. La potencia máxima actual de los aerogeneradores instalados está entre 1,5 y 2 MW. Los parques cólicos suelen estar situados siguiendo los perfiles de las cumbres de las montañas y en zonas en las que existen vientos más o menos constantes con una o dos direcciones

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predominantes. El aumento de la dimensión de los aerogeneradores, que es un límite importante para los parques eólicos situados en tierra, está potenciando la construcción de parques en el mar, en las plataformas poco profundas próximas a la costa, que son los llamados parques eólicos marinos u “off-shore”. Aunque el comienzo de la utilización de la energía eólica para producir electricidad fue espectacular, con un incremento de la potencia instalada prácticamente exponencial (en España, se pasó de 7,3 MW instalados en 1991, a 3350 MW diez años después), actualmente se ha ralentizado debido principalmente a que muchos de los emplazamientos con unas buenas características de aprovechamiento eólico ya están utilizados y, también, a que el aumento del tamaño de los aerogeneradores provoca un cierto rechazo social por el impacto visual que provoca. En el año 2004 la potencia eólica instalada era de 8351 MW, con una generación total de 15584 GWh, y con un objetivo de llegar a 20155 MW instalados en el año 2010 que producirán el 44,5% de la energía generada con energías renovables [3]. El aumento de la dimensión de los aerogeneradores, que es un límite importante para los parques eólicos situados en tierra, está potenciando la construcción de parques en el mar, en las plataformas poco profundas próximas a la costa, que son los llamados parques eólicos marinos u off-shore. Centrales solares de alta temperatura

La energía que se recibe del Sol en la superficie de la Tierra se puede aprovechar de dos formas: la utilización del efecto térmico de su radiación y el aprovechamiento directo o fotovoltaico. La primera consiste en la absorción de parte de la energía de la radiación solar incidente sobre una superficie para transformarla en energía térmica que se utiliza para calentar un fluido que, a su vez y según la temperatura alcanzada, permite obtener agua caliente o generar vapor. Así, se habla de aplicaciones solares térmicas de: ■ Baja temperatura, en la que se calienta agua por debajo de 100 °C y cuyo objetivo es la climatización y otros usos del agua caliente sanitaria. Se trata de instalaciones con colectores solares planos. ■ Media temperatura, en las que el agua se calienta a temperaturas de entre 100 y 300 °C y cuyo objetivo es la climatización y la producción de vapor para ciertos procesos industriales. Se trata de instalaciones con colectores solares parabólicos. ■ Alta temperatura, en los que se produce vapor a presión y temperaturas superiores a 300 °C y cuyo objetivo es producir electricidad. Se trata de instalaciones con una alta concentración de la radiación solar en un punto. Para producir electricidad es necesario recurrir al último de esos tres tipos de aplicaciones y son las denominadas centrales termosolares o centrales solares de alta temperatura. El principio de funcionamiento de estas centrales es conseguir una alta concentración de la radiación solar sobre una determinada superficie de tal forma que se pueda calentar un fluido térmico lo suficiente para que pueda producir vapor en un generador de vapor. Llegado a este punto, el resto del proceso es similar al de una central térmica convencional con un ciclo de agua/vapor: ese vapor se expande en una turbina que mueve un alternador que produce la energía eléctrica; a la salida de la turbina el vapor se condensa y vuelve al generador de vapor iniciando el ciclo. En las centrales termosolares de torre central la concentración se produce mediante un gran número de espejos de gran tamaño, llamados helióstatos, que a lo largo del día siguen el movimiento del Sol, orientándose cada uno de ellos de forma prácticamente continua de tal manera que el reflejo de todos ellos se mantenga fijo en un punto concreto, denominado caldera solar, que se encuentra en lo alto de una torre (Figura 1.16).

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Figura 1.16. Plataforma Solar de Almería: (izquierda) helióstato y (derecha) torre central con la caldera solar (por cortesía del prof. M. Castro).

De esta forma se consigue en la caldera una concentración solar muy elevada lo que permite alcanzar en ella temperaturas incluso superiores a 2000 °C. Las paredes de la caldera solar están recubiertas de una red de tubos por cuyo interior circula un fluido térmico (agua o sales fundidas) que se calienta y que permite obtener vapor en un generador de vapor. Junto al generador de vapor existe un sistema de almacenamiento térmico que permite dotar a la central de una cierta capacidad de regulación para hacer frente a intervalos transitorios de menor radiación como, por ejemplo, los producidos por la presencia de nubes. Otro tipo de centrales termosolares son las de colectores distribuidos en las que la concentración solar se lleva a cabo mediante un conjunto de espejos cilíndrico-parabólicos (Figura 1.17). El fluido térmico circula por el interior de un tubo que está en el eje focal de los espejos y que se calienta poco a poco al ir pasando por todos los colectores hasta alcanzar una temperatura suficiente como para producir vapor en el generador de vapor. España es uno de los países de la Unión Europea con un mayor desarrollo de este tipo de centrales. La principal central termosolar española es la central CESA-1 de torre central, situada en la Plataforma Solar de Almería y que entró en funcionamiento en 1983; tiene una potencia de 1,2 MW, siendo su objetivo principal desde el principio, además de la producción de electricidad, la investigación de este tipo de tecnología. Actualmente se está construyendo en la provincia de Córdoba la central Solar Tres, con una potencia nominal de 15 MW, que es del tipo de torre central y que tiene una superficie total de 240000 m2 de espejos gracias a sus 2500 helióstatos. El Plan de Energías Renovables en España 2005-2010 [3] prevé contar para el año 2010 con una potencia instalada de 500 MW de este tipo de centrales, que producirán una energía de 1298 GWh.

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Figura 1.17. Plataforma Solar de Almería: colectores cilíndrico-parabólicos (por cortesía del prof. M. Castro). Centrales fotovoltaicas

La otra forma de aprovechar la energía de la radiación solar es transformándola directamente en electricidad. Esta conversión directa se realiza en las células solares y se basa en el efecto fotovoltaico. La célula solar es de un material semiconductor dopado para crear en su interior una unión p-n. Los fotones de cierta energía de la radiación solar directa incidente en la célula, generan pares electrón-hueco en el interior de la célula (se puede entender el concepto de hueco como un portador de carga positiva libre, y que corresponde a la ausencia de un electrón). Algunos de esos electrones y huecos que quedan libres en la célula se pueden volver a recombinar de forma natural o por imperfecciones del material, pero la mayoría son separados por el campo eléctrico de la unión p-n de la célula, de tal forma que los electrones se concentran en la zona n (que suele ser la cara iluminada de la célula) y los huecos en la p. Los electrones se extraen mediante los contactos eléctricos situados en la superficie de la célula, para que circulen por un circuito externo hasta volver a la célula, cerrándose el circuito. En la Figura 1.18.a se muestra este proceso. Las células solares fotovoltaicas son principalmente de silicio. Para disminuir el número de recombinaciones por defectos del material, inicialmente el silicio debía ser monocristalino, similar al que se utiliza para los semiconductores en la industria electrónica. Actualmente existen células de silicio policristalino o de silicio amorfo que presentan la ventaja de ser mucho más baratas y fáciles de fabricar, aunque su rendimiento sea menor. Para aplicaciones específicas, por ejemplo las células de los paneles fotovoltaicos de los satélites artificiales, también se utilizan otros materiales o combinaciones de materiales como las células de arseniuro de galio (AsGa). La célula solar al ser iluminada genera una corriente, en forma de corriente continua, que se denomina corriente fotovoltaica. La Figura 1.18.b muestra la curva característica tensión- intensidad de una célula solar en la que se indican los tres parámetros principales que definen a la célula: la intensidad de cortocircuito Icc, la tensión de vacío U0 y el punto de máxima potencia (UM ,IM). Estas variables dependen principalmente de la irradiancia solar incidente (la intensidad de cortocircuito de la célula disminuye al disminuir la irradiancia) y de la temperatura en la célula (la tensión de vacío disminuye al aumentar la temperatura).

30 Tecnología eléctrica

Figura 1.18. Célula fotovoltaica: (a) principio de funcionamiento, (b) curva característica tensión- intensidad.

La tensión entre los bornes de una célula solar iluminada y la intensidad de comente que genera son muy pequeñas, del orden de 1,5 V y 1 A, respectivamente, lo que supone una potencia de 1,5 Wp aproximadamente1. Para poder obtener potencias mayores, y que por lo tanto tenga un interés y una aplicación industrial, las células se agrupan y conectan en serie y en paralelo, para obtener mayores valores de tensión y de intensidad, en los denominados paneles fotovoltaicos. La curva tensión-intensidad de un panel tiene una forma similar a la de las células que lo forman, mostrada en la Figura 1.18.b. Los paneles también sirven para proteger a las células de los golpes y contra los agentes atmosféricos y para dotar al conjunto de una resistencia mecánica adecuada para su manipulación e instalación. Las aplicaciones fotovoltaicas se han centrado prácticamente en la alimentación de instalaciones o equipos de poca potencia, aislados o remotos a los que no podía llegar otro tipo de alimentación eléctrica, por razones técnicas o económicas. Sin embargo, cada día están cobrando más importancia las instalaciones fotovoltaicas destinadas a producir electricidad con el único objetivo de ser inyectada en la red, son las centrales fotovoltaicas (Figura 1.19). Una central solar fotovoltaica consta de un generador solar formado por un conjunto de paneles, conectados en serie y en paralelo para conseguir las condiciones nominales de tensión e intensidad de

1 Debido a que la potencia de una célula solar depende de la temperatura y de la irradiancia, para poder referir la potencia de las instalaciones fotovoltaicas a unas mismas condiciones se define como unidad el Wp (vatio pico) que corresponde a una potencia generada con una temperatura de 25 °C y una irradiancia de 1 kW/m2.

El sistema eléctrico

31

Figura 1.19. Paneles de la Central Fotovoltaica de Tudela, Navarra (por cortesía del prof. M. Castro).

la instalación. Los paneles pueden ser fijos (con una inclinación fija durante todo el año) o tener sistemas de seguimiento del Sol, en uno o dos ejes, para aumentar la radiación solar captada. La energía eléctrica generada por los paneles es en corriente continua por lo que debe ser transformada en corriente alterna para ser inyectada a la red eléctrica. Esto se realiza mediante los inversores y sus filtros de salida para disminuir la distorsión y el contenido de armónicos de la onda de tensión. Ya en corriente alterna, la tensión es elevada mediante los transformadores de salida de la central e inyectada en la red a través de las líneas correspondientes. En lo que se refiere a la industria fotovoltaica, España es uno de los grandes productores de células fotovoltaicas (en el año 2000 fue el mayor productor europeo y el tercero mundial, por detrás de Japón y de EE.UU., con una producción de 18.7 MWp). En lo que se refiere a las centrales solares fotovoltaicas, actualmente existentes en España, las mayores son la de Central Fotovoltaica de Tudela, en Navarra, con 1,2 MWp y la central Toledo PV con 1 MWp. El Plan de Energías Renovables prevé para el año 2010 una potencia instalada de 400 MWp que producirán el 6% de la energía eléctrica de origen renovable. Centrales de biomasa

Desde el punto de vista energético, como fuente de energía renovable, se define como biomasa cualquier tipo de materia orgánica que haya tenido su origen como consecuencia de un proceso biológico, incluyendo los materiales procedentes de su transformación natural o artificial, y que sea susceptible de ser utilizada para producir energía.

32

Tecnología eléctrica

Bajo esta definición tan genérica, se engloban muchos materiales energéticos de muy distinta clase y origen. Así se distingue entre: ■ Biomasa primaria, que es la producida por la actividad de fotosíntesis de las los vegetales, es decir, la materia orgánica formada por las plantas. ■ Biomasa secundaria o residual, que es la producida por los animales, en su alimentación, y por la actividad humana como productos residuales de actividades forestales, agrícolas, ganaderas y domésticas. Algunos ejemplos son los restos de las podas, las cáscaras de frutos secos, la paja, el estiércol, los purines, los residuos urbanos (sólidos y aguas residuales), los residuos de la industria agroalimentaria, etc. ■ Biomasa de cultivos energéticos, que es la obtenida de cultivos realizados con el único fin de obtener materia prima para su posterior aprovechamiento energético, bien para su combustión (cultivos leñosos de crecimiento rápido y herbáceos) o bien para producir biocarburantes como bioetanol (a partir de cultivos azucarados y amiláceos) o biodiésel (de cultivos oleaginosos). La biomasa, según el tipo de producto de que se trate, se trasforma mediante distintos procesos (refino, pirólisis, gasificación, digestión anaerobia, fermentación alcohólica, etc.) para su aprovechamiento para producir calor, electricidad o combustible para vehículos. Para producir electricidad, los productos energéticos obtenidos a partir del tratamiento de la biomasa se utilizan como combustibles en centrales similares a las vistas en los apartados anteriores, la gran mayoría de ellas térmicas basadas en el ciclo de agua/vapor (térmicas convencionales, de ciclo combinado y de cogeneración). La biomasa es la fuente de energía renovable que más contribuye al balance energético español y su consumo es principalmente como uso final en el sector doméstico. En su utilización para la producción de electricidad, el Plan de Energías Renovables prevé para el año 2010 una potencia instalada total de 2463 MW de centrales de este tipo, que producirán un 16,3% de la energía generada con energías renovables. Pila de combustible

Una pila o célula de combustible es una instalación o un equipo electroquímico en el que se produce la reacción química de combinación de oxígeno e hidrógeno, en la que se obtiene agua, calor y electricidad en forma de corriente continua. El oxígeno se toma del aire y el hidrógeno, el elemento más abundante de la naturaleza, se puede obtener de diversas fuentes mediante distintas tecnologías. Los productos obtenidos de esa reacción no son contaminantes y, en general, los componentes de la célula son reciclables. Esta tecnología está creando grandes expectativas aunque está todavía en fase de investigación y desarrollo (materiales, procesos de fabricación, explotación industrial y aplicaciones, etc.); sin embargo, la experiencia de las primeras instalaciones ya existentes y su gran potencial parecen garantizar su futuro. La reacción que se produce es la combustión del hidrógeno (la oxidación del hidrógeno, que es la reacción inversa a la electrólisis del agua) y en ella se liberan en el ánodo de la pila electrones que se pueden extraer y hacer circular por un circuito exterior hasta el cátodo; el circuito eléctrico se cierra por el electrolito de la pila. En esa reacción también se genera calor que se debe extraer y que se puede utilizar en cualquier proceso secundario de la instalación o incluso para generar más electricidad (cogeneración). Desde el punto de vista de la instalación, las pilas de combustible se conectan entre sí en serie y en paralelo para conseguir los niveles de tensión y de intensidad correspondientes a su potencia nominal. Como la corriente eléctrica obtenida es continua, si el objetivo de la instalación es producir energía eléctrica para inyectarla a la red, es necesario convertirla a corriente alterna mediante inversores de potencia.

El sistema eléctrico

33

En la instalación también son necesarios sistemas de alimentación de combustible, de recirculación y de extracción tanto del calor como de los productos de la reacción. Existen distintos tipos de pilas de combustible en función de la tecnología empleada y del electrolito utilizado, que condicionan los materiales de los electrodos y el modo de funcionamiento de la instalación. Una de las principales características de la pila de combustible es su modularidad lo que permite diseñar y construir instalaciones de muy distinto tamaño y potencia eléctrica, desde unos pocos kilovatios hasta algunos cientos. Por eso su objetivo principal no es tan solo el de producir electricidad en gran cantidad para inyectarla a la red, sino que son también los de generar electricidad de forma autónoma en zonas concretas o aisladas de la red (generación distribuida y autoproducción), servir como forma de almacenamiento de energía (almacenando hidrógeno producido por otro tipo de centrales) y, sobre todo, el de funcionar en combinación con otros equipos como por ejemplo, en la industria del automóvil, para alimentar motores eléctricos en vehículos totalmente eléctricos o híbridos que los combinan con motores de combustión interna. Centrales geotérmicas y centrales mareomotrices

La energía geotérmica es la energía que existe en la corteza terrestre y se aprovecha mediante el agua caliente y el vapor que se obtiene mediante la perforación de pozos a distintas profundidades. Se pueden utilizar como fuente de calor o para producir electricidad. La energía mareomotriz corresponde a la energía de las mareas, de las olas y de las corrientes marinas, de las que sólo la primera de ellas tiene un cierto nivel de desarrollo. Una central eléctrica mareomotriz es una instalación en la que, mediante un dique y un sistema de esclusas, se cierra una bahía o un estuario que tenga una importante diferencia de cota entre la pleamar y la bajamar y que permita almacenar un importante volumen de agua. El funcionamiento es parecido al de una central hidroeléctrica de bombeo en la que la energía de la marea sustituye a la de las bombas: al subir la marea se llena el embalse hasta alcanzar la cota más alta correspondiente a la pleamar, en ese momento se cierran las esclusas y cuando la diferencia de cota entre el embalse y el nivel del mar es suficiente, se turbina el agua almacenada produciendo electricidad gracias a un grupo turbina hidráulica-alternador. En España no hay centrales de estos dos tipos de tamaño significativo, ni existe un potencial técnico que permita prever su futura utilización, por lo que no tienen repercusión en el Plan de Energías Renovables en España 2005-2010. Por estos motivos y como final de este capítulo, estos dos tipos de centrales de energías renovables se han descrito en un mismo epígrafe en este apartado, con el único objetivo de citar su existencia sin entrar en más detalle.

1.5.

Legislación del sector eléctrico español

Como en cualquier otro sector industrial, todos los aspectos de funcionamiento del sistema eléctrico están legislados mediante reglamentos y normas nacionales que provienen de otras de organismos internacionales y de la trasposición de directivas europeas. Las leyes y normas técnicas más importantes de aplicación son: ■ "Reglamento Técnico de Líneas Aéreas de Alta Tensión”, Decreto del Ministerio de Industria 3151/1968 (BOE 27/12/68).

34

Tecnología eléctrica ■

“Reglamento sobre condiciones técnicas y garantías de seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación”, R.D. 3275/1982 de 12 de noviembre (BOE núm. 288 de 1 de diciembre), e Instrucciones Técnicas Complementarias (MIE-RAT). ■ “Reglamento electrotécnico para Baja Tensión”, R.D. 842/2002 de 2 de agosto (BOE núm. 224 de 18 de septiembre), e Instrucciones Técnicas Complementarias (ICT-BT). ■ R.D. 1995/2000, de 1 de diciembre (BOE núm. 310 de 27 de diciembre), por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. ■ “UNE-EN 50160. Características de la tensión suministrada por las redes generales de distribución”, AENOR. En cuanto a la configuración y organización del sector eléctrico español, la ley básica que lo define y que constituye el refrendo normativo de los principios de liberalización del sector es: ■ Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. Como desarrollo de esta ley fundamental, el funcionamiento del mercado español de electricidad se recoge en las “Reglas de funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica” (BOE de 20 de abril de 2001) y modificaciones posteriores. Los generadores que quedan fuera del mercado con un tratamiento económico especial, y que constituyen el denominado Régimen Especial (instalaciones abastecidas por fuentes de energías renovables, residuos y cogeneración), se recogen en el R.D. 2818/1998 de 23 de diciembre y posteriores. Por último y para finalizar este apartado, se ofrecen las principales direcciones en Internet, todas ellas de gran interés, que es conveniente consultar regularmente para conocer y estar al día sobre el sector eléctrico español: http://www.unesa.es/ Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA). http://www.aenor.es/ Asociación Española de Normalización y Certificación (AENOR). http://www.cne.es/ Comisión Nacional de la Energía (CNE). http://www.omel.com/ Operador del Mercado Español de Electricidad (OMEL). http://www.ree.es/ Red Eléctrica de España (REE). http://www.mityc.es/ Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

1.6.

Bibliografía

[1]

F. Barrero. Sistemas de energía eléctrica. Ed. Thomsom, Paraninfo, 2004.

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M. Castro y otros. Energía solar fotovoltaica, Col. Monografías Técnicas de las Energías Renovables, vol. 7. Ed Progensa, 2000.

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MITYC-IDAE. Plan de Energías Renovables en España (P E R ) 2005-2010. Ed. Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, 2005.

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REE. Informe del Sistema Eléctrico Español 2004. Ed. Red Eléctrica de España S. A., REE, 2005.

[5]

J.L. Rodríguez, J.C. Burgos y S. Arnalte (coord.). Sistemas eólicos de producción de energía eléctrica. Ed. Rueda, 2003.

35

Tecnología eléctrica

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H. Termuehlen. 100 years of Power Plant Development. Ed. ASME Press, 2001.

[8]

UNES A. La electricidad en España. 313 preguntas y respuestas. Ed. Asociación Española de la Industria Eléctrica, UNES A. 2003.

[9]

UNESA. Anuario estadístico de 2004. Ed. Asociación Española de la Industria Eléctrica, UNESA. 2005.

[10] G. Zoppetti. Centrales hidroeléctricas. Ed. G. Gili. 1982.

2

Capítulo

PRINCIPIOS BÁSICOS

En este capítulo se resumen los conceptos fundamentales aplicados en el análisis de los circuitos eléctricos en régimen estacionario senoidal que aparecen a lo largo de este libro. Aunque se presentan conceptos de aplicación tanto a circuitos monofásicos como trifásicos, se hace un mayor hincapié en el análisis de los circuitos trifásicos por su aplicación industrial. Como es sabido, la formulación en el campo complejo de las ecuaciones de los circuitos eléctricos en régimen permanente senoidal facilita enormemente el análisis de los mismos porque la resolución de sistemas de ecuaciones diferenciales en el dominio del tiempo se convierte en la resolución de sistemas de ecuaciones lineales en el campo complejo. Las tensiones e intensidades instantáneas y las impedancias operacionales aparecen como magnitudes complejas y todas las ecuaciones en el dominio del tiempo (leyes de Kirchhoff, ley de Ohm generalizada, etc.) tienen sus equivalentes en el campo complejo. No se pretende hacer en este capítulo una exposición exhaustiva de los métodos de análisis aplicables al análisis de circuitos eléctricos en régimen estacionario senoidal, se recomienda acudir a un libro de Teoría de Circuitos (p.e. [4]) para obtener información más detallada sobre el mismo. Se pretende simplemente recordar aquellos conceptos de mayor importancia y de aplicación más inmediata para el análisis de los circuitos que se presentan en los sistemas eléctricos y en las instalaciones industriales objeto de este libro.

2.1. Potencia compleja Dado un dipolo con unas referencias de tensión e intensidad como las indicadas en la Figura 2.1, se � y la intensidad I̅ complejas obtiene la potencia compleja consumida Scon a partir de la tensión U � = U φu e I̅ =I φi están referidas al valor eficaz, esto es, sus mediante (2.1). Las magnitudes U módulos son los valores eficaces U e I de las magnitudes instantáneas u e i y sus argumentos son las fases iniciales de dichas magnitudes. � I̅∗ = Pcon + jQcon S� con = U

(2.1)

La potencia compleja definida de esta manera es un número complejo y tiene por partes real e imaginaria dos nuevas potencias llamadas potencia activa y potencia reactiva respectivamente.

38

Tecnología eléctrica

Figura 2.1. Referencias de polaridad de un dipolo.

La parte real es la potencia activa y se calcula usando la Expresión (2.2). El ángulo tp que aparece en (2.2) es igual a la diferencia ϕu — ϕi y es el desfase entre la tensión y la intensidad complejas (ángulo que adelanta la tensión a la intensidad) y cosφ es el factor de potencia, parámetro de gran importancia en el suministro de energía eléctrica. La potencia activa se expresa en vatios (W). Pcon = UICOS φ

(2.2)

Nótese que la potencia activa no depende del tiempo sino que representa el valor medio de la potencia instantánea consumida por el dipolo. La parte imaginaria de la potencia compleja es la potencia reactiva (2.3), que está asociada, en el régimen estacionario senoidal, al desfase entre la tensión y la intensidad pues sólo aparece cuando el ángulo φ es distinto de cero. La potencia reactiva se expresa en voltamperios reactivos (VAr). Pcon = UIsen φ

(2.3)

Finalmente, escribiendo la Ecuación (2.1) en forma polar aparece una potencia más: la potencia aparente. Se trata del módulo de la potencia compleja y es una magnitud positiva que se obtiene multiplicando los valores eficaces de la tensión e intensidad instantáneas. La potencia aparente se expresa en voltamperios (VA). ̅ = 𝑈𝑈 �𝐼𝐼 ∗̅ = U I φu - φi = S φ 𝑆𝑆𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐

(2.4)

2 .1 .1 . Significado físico de las potencias activa y reactiva La potencia activa (también llamada potencia real o potencia media) es el valor medio de la potencia instantánea y representa el trabajo realizado por unidad de tiempo. La potencia reactiva es una componente de la potencia compleja que no se aprovecha para producir trabajo, aunque tiene un papel básico en el funcionamiento de los sistemas eléctricos ya que está asociada a los campos magnéticos y eléctricos del sistema. Esta potencia tiene un significado físico claro en las bobinas y condensadores: la amplitud de la oscilación de la potencia instantánea de estos componentes coincide con la potencia reactiva como se explica a continuación.

Principios básicos

39

Figura 2.2. Referencias de polaridad de una bobina.

Sea una bobina de inductancia L cuya tensión e intensidad instantáneas u e i, para las referencias de la Figura 2.2, vienen dadas por las siguientes expresiones: u = √2U cos(ωt + φu)

(2.5) 𝜋𝜋

i = √2I cos(ωt + φu − ) 2

(2.6)

A partir de la expresión de la potencia instantánea consumida que se obtiene multiplicando la tensión u por la intensidad i, y substituyendo en ella la tensión eficaz U por ωLI, se obtiene: pcon = ui = UI sen ( 2ωt + 2 φu ) = ωLI2 sen(2ωt — 2φ u ) = QL sen(2ωt + 2 φ u )

(2.7)

Es una función senoidal de valor medio nulo y pulsación angular doble que la de la tensión o intensidad instantáneas y oscila entre +QL y — Q L , siendo QL, igual a ωLI2, la potencia reactiva consumida por la bobina. Esta relación se demuestra con la ayuda de la Ecuación (2.3), haciendo φ = π/2. Es posible realizar un desarrollo similar para un condensador de capacidad C con unas referencias de tensión e intensidad como las indicadas en la Figura 2.3. En este caso, la tensión e intensidad instantáneas n e i vienen dadas por las expresiones: u = √2U cos(ωt + φu)

(2.8) 𝜋𝜋

i = √2I cos(ωt + φu + ) 2

(2.9)

Igual que antes, la potencia instantánea consumida se obtiene multiplicando u por i, y substituyendo el valor eficaz I por ωCU, como se indica en la Ecuación (2.10). Así se llega a: pcon = ui = - UIsen(2ωt + 2 φu ) = - ωCU2 sen(2ωt + 2φu ) = QC sen(2ωt + 2φu)

(2.10)

También es una función senoidal de valor medio nulo y pulsación angular doble que la de la tensión o intensidad instantáneas y oscila entre +QC y –Qc, siendo Qc, igual a -ωCU2, la potencia reactiva consumida por el condensador. Haciendo

10Iu dispara primero el relé situado aguas arriba (R1). Las curvas de tiempo extremadamente inverso son muy adecuadas para realizar protecciones selectivas entre un interruptor situado aguas arriba y un fusible situado aguas abajo. Esto se debe a que estas curvas imitan las curvas de fusión con pendiente elevada de los fusibles.

178

Tecnología eléctrica

Figura 6.15. Curvas de disparo de la norma IEC 60255-3.

Gracias a la potencia de cálculo de los sistemas microprocesadores y DSP actuales los fabricantes son capaces de comercializar relés de estado sólido que implantan todas o varias de esas curvas en un mismo componente. El usuario puede seleccionar una curva con tiempo independiente o dependiente con mucha facilidad y ajustar sus parámetros para implantar la protección contra cortocircuitos más adecuada para su instalación eléctrica.

Figura 6.16. Dos curvas de disparo que permiten el disparo selectivo.

Faltas simétricas

179

Figura 6.17. Dos curvas de disparo que impiden el disparo selectivo.

EJEMPLO 6.6

Figura 6.18. Instalación industrial con dos interruptores con relés contra cortocircuitos.

Lees interruptores automáticos IA, e IA2 de la instalación de la Figura 6.18 están controlados por dos relés R1 y R2 de tiempo dependiente con característica normalmente inversa según la norma UNE-EN 60255-3. Sabiendo que: ■ La tensión eficaz de la red E = 1 /0° p.u. oscila según lo indicado en la Tabla 6.1 alrededor de su valor nominal (20 kV). Su impedancia se puede considerar constante, de valor Zr = jX, = j0.05 p.u. en la base definida por Sb = 25 MVA y Uh = 20 kV. ■ La reactancia de la línea es X-, = 0,10 p.u. en misma base. ■ La carga consume 25 MW a 20 kV con factor de potencia unidad. ■ Los parámetros que definen la curva de disparo de ambos relés son A = 0.14 s y α = 0,02. Los parámetros K, puede tomar valores comprendidos entre 0,1 y 1. ■ Los relés pasan a disparo con tiempo dependiente para I > 20Iu. Se pide obtener: 1. El umbral de disparo de los interruptores. 2. Las corrientes de cortocircuito máximas y mínimas en los nudos A, B y C de la instalación. 3. El valor del parámetro Kl2 del relé R2 para que se dispare en el menor tiempo posible. Determinar su tiempo de actuación para las corrientes de cortocircuito máxima y mínima que pueden causar su disparo.

180

Tecnología eléctrica

Con objeto de que haya una adecuada selectividad en los disparos de los relés se ha de ajustar el relé R1 para que dispare 0,3 s más tarde que el relé R2 cuando un cortocircuito en C hace circular la máxima corriente de cortocircuito por ambos relés. Se pide determinar: 4. El valor del parámetro Kt1 del relé R1. Tiempo de actuación del relé R1 para la corriente de cortocircuito mínima en C. 5. El tiempo de actuación del relé R1 para las corrientes de cortocircuito máxima y mínima en A y B. SOLUCIÓN 1.

El umbral de disparo de los interruptores. La corriente asignada de la instalación es la de la carga situada al final de la línea.

Con esta corriente asignada se seleccionan los valores umbral para el disparo de los interruptores. Estos unos umbrales se calculan con (6.52).

2.

Debe tenerse en cuenta que en los relés de estado sólido reales no es posible programar cualquier valor de umbral, sino que se tiene que elegir entre unos valores discretos dentro de un rango. Las corrientes de cortocircuito máximas y mínimas en los nudos A, B y C de la instalación. Las corrientes de cortocircuito máximas circulan cuando la tensión de red toma su valor superior. Aplicando el coeficiente c = 1,1 de la Tabla 6.1 se obtiene:

Las corrientes de cortocircuito mínimas circulan cuando la tensión de red toma su valor inferior. Aplicando el coeficiente c = 1 de la Tabla 6.1 se obtiene:

Las corrientes en amperios se obtienen multiplicando las corrientes en “por unidad” por la corriente base.

Aparecen en la Tabla 6.5.

Faltas simétricas

181

Tabla 6.5. Corrientes de cortocircuito en amperios.

Nudo A B C

𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 ̅ 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 (kA) 14.43 4,81 4,81

𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 ̅ 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 (kA) 15,88 5,29 5,29

Dividiendo las corrientes de cortocircuito por el umbral Iu = Iu1 = Iu2 (Tabla 6.6), calculado en el Apartado 1 del ejemplo, se determina para qué faltas se trabaja con tiempo dependiente o independiente: 𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 ̅ El relé se dispara con tiempo independiente para el cortocircuito porque 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 > 20Iu1. Para las demás faltas los relés R1 y R2 se disparan con tiempo dependiente. 3. El valor del parámetro Kt2 del relé R2 para que se dispare en el menor tiempo posible. Determinar su tiempo de actuación para las corrientes de cortocircuito máxima y mínima que pueden causar su disparo. El tiempo de actuación es proporcional a Kt, por lo que Kt2 = 0,1 da el mínimo tiempo de actuación. 𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 ̅ El tiempo de actuación para la máxima corriente 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 es:

𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 ̅ El tiempo de actuación para la mínima corriente 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 es:

4. El valor del parámetro Kt1 del relé R1. Tiempo de actuación del relé R, para la corriente de cortocircuito mínima en C. 𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 ̅ Cuando circula la máxima corriente 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 el relé R1 debe actuar en un tiempo t = 0.3724 + 0,3 = 0.6724 s.

Despejando se obtiene Kt1 =0,19. En los relés de estado sólido reales sólo se puede elegir el valor de Kt entre un conjunto de valores discretos dentro de un rango, lo que implica que la condición de retardo ∆t = 0.3 s se debe convertir en ∆t ≥ 0,3 s. Tabla 6.6. Cociente de las corrientes de cortocircuito y el valor umbral de actuación de los relés.

Nudo A B C

𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 ̅ /𝐼𝐼𝑢𝑢 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐

19 6,33 6,33

𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 ̅ 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐 /𝐼𝐼𝑢𝑢

20.90 6.96 6.96

182

Tecnología eléctrica El tiempo de actuación para la mínima corriente es:

El retardo del relé R1 respecto al R2 a corriente máxima es el especificado: ∆t = 0,3 s Este retardo a corriente mínima toma el siguiente valor: ∆t = 0,7075 - 0.3724 = 0,3351 s 5. El tiempo de actuación del relé R1 para las corrientes de cortocircuito máxima y mínima en A y B. Estos cortocircuitos no son detectados por el relé R2 porque están aguas arriba del mismo. El relé R, se encarga de su detección. 𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 ̅ El tiempo de actuación del relé R1 para la máxima corriente 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 se obtiene haciendo I = 20Iu1 porque se trabaja con tiempo independiente (ver Apartado 2 del ejemplo).

El tiempo de actuación del relé R1 para la mínima corriente es:

Los tiempos de actuación para los cortocircuitos en B coinciden con los obtenidos en el apartado anterior del ejemplo para los cortocircuitos en C. 𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 ̅ El tiempo de actuación del relé R1 para la máxima corriente 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 es:

𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 ̅ El tiempo de actuación del relé R1 para la mínima corriente 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 es:

Faltas simétricas

6.8.

183

Requisitos reglamentarios

Las características de operación de los relés están normalizadas con objeto de unificar el comportamiento de los equipos que se diseñan cumpliendo estas normas y dar unas pautas para lograr una buena protección de los sistemas eléctricos. Algunas de las normas de la Comisión Electrotécnica Internacional relacionadas con este tema aparecen listadas a continuación. Otros organismos publican normas similares. ■ IEC 60255-3. Réles eléctricos. Parte 3: Relés de medida y equipos de protección con una sola magnitud de alimentación de entrada de tiempo dependiente o independiente. ■ IEC 60255-5. Réles eléctricos. Parte 5: Coordinación de aislamiento para relés de medida y equipos de protección. Requisitos y ensayos. ■ IEC 60255-6. Réles eléctricos. Parte 6: Relés de medida y equipos de protección. ■ IEC 60255-21-X. Relés eléctricos. Parte 21: Ensayos de vibraciones, choques, sacudidas y sísmicos aplicables a los relés de medida y equipos de protección. Sección 1: Ensayos de vibraciones (sinusoidales). Sección 2: Ensayos de choques y sacudidas. Sección 3: Ensayos sísmicos. ■ IEC 60255-22-X. Relés eléctricos. Parte 22: Ensayos de perturbaciones eléctricas para relés de medida y equipos de protección. Sección 2: Ensayos de descargas electrostáticas. Sección 3: Ensayos de perturbaciones de campos electromagnéticos radiados. Sección 4: Ensayos de inmunidad a los transitorios eléctricos rápidos en ráfagas. Sección 5: Ensayo de inmunidad a las ondas de choque. Sección 6: Inmunidad a las perturbaciones conducidas inducidas por los campos de radiofrecuencia. Sección 7: Ensayos de inmunidad a las frecuencias industriales. ■ IEC 60255-25. Relés eléctricos. Parte 25: Ensayos de emisión electromagnética para relés de medida y equipos de protección. ■ IEC 61810-1. Relés electromecánicos elementales. Parte 1: Requisitos generales y de seguridad. ■ IEC 6181 1-1. Relés electromecánicos de todo o nada, de tiempo no especificado, de calidad evaluada. Parte 1: Especificación genérica. ■ IEC 61812-1. Réles de tiempo especificado para aplicaciones industriales. Parte 1: Requisitos y ensayos. Leyendo los títulos de las normas se tiene una idea general de los problemas que pueden afectar al comportamiento de los relés una vez instalados en la red eléctrica. Unas normas incluyen consideraciones sobre aspectos funcionales de los relés (curvas de disparo, etc.), las normas de inmunidad ayudan a garantizar el buen funcionamiento de los relés ante perturbaciones provenientes del exterior (eléctricas, choques, vibraciones sísmicas, etc.) y las normas de emisión limitan las perturbaciones eléctricas emitidas por los relés durante su funcionamiento (armónicos de tensión e intensidad, campos electromagnéticos radiados, etc.).

6.9.

Bibliografía

[1] F. Barrero. Sistemas de energía eléctrica. Ed. Thomson-Paraninfo, 2004.

184

Tecnología eléctrica

[2] O.I. Elgerd. Electric Energy Systems Theory: an Introduction. Ed. McGraw-Hill, 1971. [3] J.J. Grainger y W.D. Stevenson Jr. Análisis de sistemas de potencia. Ed. McGraw-Hill, 1995. [4] A. Pastor, J. Ortega, V. Parra y A. Pérez. Circuitos eléctricos, volumen 1. Ed. UNED, 2003. [5] P. Rush. Network Protection & Automation Guide. Alstom T&D Energy Automation&Information, 2002. [6] UNE-EN 60255-3. Réles eléctricos. Parte 3: Relés de medida y equipos de protección con una sola magnitud de alimentación de entrada de tiempo dependiente o independiente. AENOR. [7] UNE-EN 60909-0. Corrientes de cortocircuito en sistemas trifásicos de corriente alterna. Parte 0: Cálculo de corrientes. AENOR.

7 Capítulo

CENTROS DE TRANSFORMACIÓN

Con este capítulo se inicia el estudio de los aparatos de los sistemas eléctricos de potencia. Tiene como objeto la descripción tanto física como operativa de los centros de transformación, de sus partes fundamentales y de la disposición de sus principales elementos. También el capítulo centra la atención sobre las características de aislamiento y sobre los elementos principales que garantizan dichas características. Como ejemplo, se presentan esquemas que muestran la disposición de los elementos fundamentales del sistema eléctrico en un centro de transformación. Se elige el centro de transformación para tal fin por ser la parte del sistema que da una mejor visión de conjunto, pues en él se concentra la mayoría de elementos principales de cualquier sistema eléctrico y fundamentalmente aquellos que tienen una relación directa con la seguridad, tales como aisladores, seccionadores e interruptores, fusibles y transformadores de distribución y | medida. Algunos de estos elementos serán objeto de atención además en otros capítulos, describiendo sus aspectos constructivos y funcionales principales, sus tipos y sus características 1 particulares. Este capítulo se centra en el estudio de los aisladores, ya que, como se hace constar en el esquema general, desempeñan un papel fundamental en la disposición de los elementos en el centro de transformación y, por supuesto, en el propio tendido de las líneas. Para ello, se describen los diferentes tipos de aislador, sus características físicas y sus aplicaciones habituales, agrupándolos en dos tipos, aisladores para líneas y aisladores rígidos 1 destinados a aparatos. Además se establecen las características asignadas a cada uno de los tipos de aislador y se destacan las características particulares que los diferencian. Se definen conceptos tales | como: tensión soportada a impulso tipo rayo, tensión soportada especificada a frecuencia industrial, o tensión de perforación especificada, además de otras características de tipo I mecánico y dimensional.

7.1.

Tipos de centros de transformación

El centro de transformación es uno de los elementos principales del sistema eléctrico, que permite el ajuste de tensiones de la red de suministro eléctrico a los valores nominales de tensión de

186

Tecnología eléctrica

servicio en baja tensión (en España, según el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión [3], 400 V entre fases para el suministro trifásico y 230 V entre fase y neutro para suministro monofásico), normalmente a partir de la tensión de distribución de la red en media tensión (15 kV ó 20 kV habitualmente). En función de su ubicación y su construcción se pueden clasificar los centros de transformación en dos grupos: ■ ■

Centros de transformación bajo envolvente. Centros de transformación a la intemperie.

7.1.1.

Centros de transformación bajo envolvente

Los centros de transformación bajo envolvente son los centros más habituales en zonas urbanas. La envolvente aloja, además de los transformadores, los elementos de protección, medida y utilización del centro, aparamenta de alta tensión (seccionadores e interruptores), interconexiones (cables, barras, etc.), aparamenta de baja tensión (fusibles, interruptores, etc.), equipos de medida y equipos auxiliares. La envolvente cumple inicialmente con una doble función, por un lado protege a los elementos y aparamenta del centro frente a las acciones externas (lluvia, contaminación, daños mecánicos, etc.) y por otro tiene la función de protección de las personas y bienes frente a los riesgos del equipo eléctrico, tales como choques eléctricos, incendio o explosión. En algunas ocasiones la propia envolvente de protección del transformador y del resto de los aparatos de protección y conexión puede servir para hacer adicionalmente las funciones de la envolvente del centro de transformación, ahorrando con ello la necesidad de disponer de ésta y también puede servir como elemento contenedor de gases o líquidos que proporcionan un nivel de aislamiento superior al del aire en menores distancias, obteniendo aparamenta de alta tensión de menores dimensiones y más compacta (Figura 7.1). Este último es el caso de la aparamenta bajo envolvente estanca con hexafluoruro de azufre (SF6). Los centros bajo envolvente pueden clasificarse en: ■ Centros de transformación de obra civil. ■ Centros de transformación prefabricados. ■ Centros de transformación integrados. Los primeros se construyen con paredes de obra, bien en edificio de construcción dedicada específicamente al centro, o utilizando locales reservados para los centros de transformación en edificios de otros usos. Los elementos del centro se montan en obra, aunque algunas partes del centro (celdas de protección y maniobra, o equipos auxiliares) puedan ser prefabricadas, incluso el propio edificio. La normativa de obligado cumplimiento aplicable a la construcción de estos centros se basa en la norma UNE-EN 60694 «Estipulaciones comunes para las normas de aparamenta de alta tensión» [8], Los centros de transformación prefabricados son instalaciones diseñadas y construidas en fábrica y de serie, incluyendo todos los elementos de protección y maniobra, e incluso la envolvente, constituyendo un centro equivalente a los de obra civil pero construido en fábrica (Figura 7.2). Tienen la ventaja de poder ser construidos en serie y en fábrica, lo que garantiza un mejor control de la ejecución y de la calidad de la instalación y una más fácil verificación, previa

Centros de transformación

187

Figura 7.1. Subestación de hexafluoruro (por cortesía de REE).

a su instalación final, del cumplimiento de normas y requisitos reglamentarios de seguridad aplicables. También permite su construcción de manera compacta y modular, facilitando su mantenimiento y la sustitución de unidades averiadas. Los centros de transformación integrados son los centros de transformación prefabricados que utilizan una envolvente metálica común para el transformador y los elementos componentes del centro. En algunas condiciones estos centros pueden utilizarse sin envolvente de obra exterior, esto es, como centros de transformación a la intemperie, ya que integran todos los elementos de conexión, medida y protección en el interior de la propia envolvente común. No obstante, para el uso de centros de transformación integrados en condiciones de intemperie, el Reglamento de Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación [4] establece en la instrucción MIE-RAT-16 que el diseño de estos tendrá que ser tal, que se evite la explosión en caso de defecto interno, o que si esto no es posible, se dispondrán las direcciones de escape de los fluidos (gases o líquidos) para evitar daños a las personas.

188

Tecnología eléctrica

Figura 7.2. Centro de transformación prefabricado (por cortesía de Merlín Gerín).

La normativa de obligado cumplimiento aplicable a la construcción de los centros prefabricados e integrados se basa en la norma UNE-EN 61330 [9], salvo en lo relativo a los requisitos de calentamiento de centros integrados, para los que se aplicará la norma de transformadores UNE-EN 60076-2 [5]. También son de aplicación a los centros prefabricados e integrados las normas UNE-EN 60517 [7] de aparamenta bajo envolvente con aislamiento gaseoso, para tensiones asignadas iguales o superiores a 72,5 kV, la norma UNE-EN 60298 [6] de aparamenta bajo envolvente metálica para corriente alterna, de tensiones asignadas superiores a 1 kV, e inferiores o iguales a 52 kV y la norma UNE-EN 60694 [8] de estipulaciones comunes para las normas de aparamenta de alta tensión.

7.1.2.

Centros de transformación a la intemperie

Son centros de potencia normalmente más baja que los anteriores y que, al no tener envolvente de protección, se montan en recintos separados y vallados, o montados en poste metálico o de hormigón. Los elementos de protección y maniobra se distribuyen también en diferentes apoyos, en el mismo poste u otro próximo, montados en estructuras específicamente diseñadas para garantizar el aislamiento y las solicitaciones térmicas y mecánicas que esta disposición de montaje impone. Las Figuras 7.3 y 7.4 ilustran ejemplos de disposición de estos centros. Existen otras formas de clasificación de los centros de transformación, atendiendo a su disposición en la red eléctrica de distribución, o a su propiedad y condicionan la disposición de la aparamenta de maniobra, medida y protección. Según su disposición en la red eléctrica, los centros de transformación pueden ser: ■ ■

■

Centros de transformación en derivación. Dispuestos en un extremo de la red de media tensión. Es habitual en zonas alejadas y aisladas. Centros de transformación en doble derivación. Están conectados simultáneamente a dos líneas de media tensión, que permiten mantener el centro conectado aun en el caso de fallo en una de las líneas de alimentación. Centros de transformación en anillo. Se conectan a la misma línea de media tensión, con entrada y salida de la línea en el centro, que permiten su desconexión de la red sin cortar la alimentación a otros centros conectados en la misma línea.

Según la propiedad del centro, pueden clasificarse en:

Centros de transformación

189

Figura 7.3. Centro de transformación a la intemperie, al pie de la torre de línea de alta tensión. ■ ■

Centros de distribución de la compañía. Son propiedad de la compañía de suministro y alimentan normalmente a múltiples abonados en baja tensión. Centros de transformación de abonado. Pertenecen a los propietarios de la instalación de baja tensión. Con frecuencia son centros de industrias o abonados de gran consumo (centros comerciales, edificios de oficinas, etc.). Aunque sean de propiedad del abonado, en algunos casos el mantenimiento corresponde a la empresa suministradora. La medida del consumo de energía y facturación se hace normalmente en media tensión, a diferencia de lo que ocurre en los centros de transformación de la compañía, que se hace en baja tensión.

190

Tecnología eléctrica

Figura 7.4. Centro de transformación en poste a la intemperie.

7.2.

Esquema general de la disposición de los aparatos de un centro de transformación

Como se ha indicado anteriormente, en un centro de transformación, además del transformador y sus propias protecciones, se pueden incorporar diversos elementos externos de maniobra, protección y medida. Los elementos de un centro de transformación se pueden agrupar en cuatro bloques: ■ Cuadros de maniobra, protección y medida en alta tensión. ■ Transformador. ■ Cuadro de maniobra y protección en baja tensión. ■ Equipamiento e instalaciones auxiliares. La configuración de cada uno de los bloques es variable, dependiendo del tipo de centro que se trate, según la clasificación del apartado anterior. Los elementos incluidos en cada bloque y su instalación están regulados por especificaciones propias de las compañías distribuidoras y por normas nacionales e internacionales que garantizan la idoneidad y seguridad de los diferentes bloques. Los elementos básicos de maniobra son seccionadores, seccionadores de puesta a tierra, interruptores e interruptores-seccionadores. Los de protección son fusibles e interruptores automáticos accionados por relés de protección, directos e indirectos. Los elementos del sistema de medida son los transformadores de medida de tensión e intensidad y los equipos de medida. En algunas ocasiones se combinan algunos elementos de maniobra y protección en un único elemento como los ruptofusibles que unen un interruptor-seccionador con un fusible y cuya actuación acciona el interruptor-seccionador.

Centros de transformación 191

Figura 7.5. Disposición de las celdas en un centro de transformación (por cortesía de Merlín Gerín).

En el caso de los centros prefabricados y centros de obra construidos con elementos prefabricados, los elementos de la aparamenta de media tensión se instalan en cuadros montados en fábrica, normalmente metálicos, denominados celdas cuya descripción sirve para reflejar la disposición de la instalación de la aparamenta en el centro de transformación. Las celdas permiten el accionamiento y control de sus elementos desde el exterior y disponen de puerta de acceso enclavada con los elementos de corte para la protección (seccionadores y seccionadores de puesta a tierra). Las celdas pueden ser: ■ Celdas de línea. Son las celdas donde se realiza la conexión de la línea de media de tensión que entra en el centro de transformación. Para los centros en anillo o en doble derivación se disponen dos celdas de línea, para la entrada y salida de la línea de media tensión o para las dos líneas de entrada. Pueden incorporar, además de los elementos de aislamiento para el paso de los cables, un interruptor-seccionador, seccionador de puesta a tierra, enclavado con el anterior para protección adicional cuando se abre el seccionador para hacer operaciones de mantenimiento, barras de interconexión y elementos de señalización de tensión. Incorpora también el alojamiento de la terminación del cable. En el caso de centros en derivación con celdas de protección que incorporen los elementos de seccionan!iento, la celda de línea no requiere elementos de seccionamiento, por lo que la celda de línea sólo incorpora el alojamiento de la terminación del cable. Las celdas con esta estructura simple se conocen como celdas de remonte. ■ Celdas de protección. Incorporan los fusibles combinados con un interruptor-seccionador, o ruptofusibles, o interruptores automáticos, seccionador de puesta a tierra, alojamiento de terminales de cable y barras de interconexión. También las bobinas de los relés de

192

Tecnología eléctrica

Figura 7.6. Celda blindada de Merlín Gerín (por cortesía de Merlín Gerín).

protección de los interruptores automáticos o de protección térmica del transformador. Incorporan igualmente aisladores capacitivos y pasantes en el cuadro. ■ Celdas de medida. Donde se disponen los transformadores de tensión e intensidad, conectándose normalmente fuera de la celda los contadores e interruptores horarios, alimentados en baja tensión. Dentro de las celdas, la división en compartimentos de los diferentes elementos que las componen favorece el acceso y la sustitución de los componentes y reduce el riesgo de propagación de defectos internos. La aparamenta bajo envolvente metálica, en función de su grado de compartimentación se clasifica en: ■ Blindada. ■ Compartimentada. ■ Bloque. La celda blindada tiene sus componentes en el interior de compartimentos independientes con separaciones metálicas destinadas a ser puestas a tierra (Figura 7.6). Al menos existirá un compartimento independiente para cada aparato de conexión y para los componentes que lo rodean, como los compartimentos de barras y de conexión de cables. Las separaciones garantizan un aislamiento tal que no se puede acceder con la mano a los compartimentos contiguos (IP2X, conforme a lo indicado en el Apartado 12.2). La celda compartimentada tiene las mismas divisiones que la blindada, pero alguna de las separaciones o tabiques no es metálica. En las celdas en bloque, el número de compartimentos es inferior al requerido para la aparamenta blindada o compartimentada, o las separaciones no garantizan el aislamiento requerido en éstas. Adicionalmente el centro de transformación puede incorporar protecciones exteriores contra sobretensiones si está alimentado por una línea aérea. Estos elementos de protección contra sobretensiones se denominan pararrayos y se conectan entre las líneas y tierra, de manera que conducen la corriente cuando se sobrepasa un cierto nivel de tensión, drenando corriente a tierra para mantener la tensión por debajo de un cierto nivel. Dado que las sobretensiones, que pueden

Centros de transformación

193

ser de origen atmosférico o debidas a maniobras, se acoplan y transmiten fundamentalmente por las líneas aéreas (véase Apartado 11.6), la instalación de los pararrayos se hace en el poste de la línea más próximo al centro de transformación. En los conductores enterrados el apantallamiento favorece el drenaje de comente en caso de sobretensión. Además del transformador y de los elementos de maniobra, protección y medida, en el centro de transformación se disponen diversos equipos auxiliares que incluyen iluminación, ventilación, bombas de achique de agua en centros situados bajo el nivel del suelo y otros equipos que permiten el accionamiento de los aparatos de maniobra, tales como seccionadores o interruptores. La alimentación de estos equipos auxiliares se hace normalmente en baja tensión y cuando la fiabilidad de dichos circuitos es importante para el funcionamiento y la seguridad del centro de transformación, éste incorpora sistemas de alimentación ininterrumpida con baterías, cuyos requisitos se recogen en la MIE-RAT-11 del Reglamento de Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación.

7.3.

Requisitos reglamentarios relativos al aislamiento

De la descripción de un centro de transformación y de sus elementos es fácil entender que una de las características que más influencia tendrá en la construcción y ubicación de éstos es el aislamiento. Ya se ha hecho referencia a la utilización de gases y líquidos de especial comportamiento dieléctrico con el fin de poder reducir distancias y dimensiones en celdas y aparatos. Por otro lado y dada la utilización de alta tensión, es de especial importancia el diseño y control de los aislamientos para poder garantizar la seguridad, tanto de la propia instalación del centro de transformación, como de las instalaciones conectadas a él, como se podrá explicar seguidamente. En principio, puede resultar evidente que el nivel de aislamiento con respecto a las partes activas de cualquier aparato o estructura del centro de transformación que puedan ser accesibles directa o indirectamente, deberá ser muy superior a la tensión normal más alta de las instalaciones que contenga. Por ello, las instalaciones de alta tensión tienen tensiones asignadas, preestablecidas por norma en escalones, para facilitar la intercambiabilidad de los elementos que se puedan utilizar en ellas. De esta manera, el diseño del aislamiento de un interruptor o una celda se corresponderá con uno de los valores preestablecidos, de forma que sea el adecuado para ser usado en las instalaciones de alta tensión de tensión asignada igual a ese valor. La clasificación de tensiones asignadas se realiza en dos grandes grupos, denominados márgenes I y II. Las tensiones del margen I corresponden a tensiones comprendidas entre 3,6 kV y 245 kV y a su vez se clasifican en dos series, I y II. La serie I se corresponde con las tensiones asignadas normalizadas en Europa y las de la serie II se corresponden con las prácticas habituales en los EE.UU. Las tensiones del margen II abarcan de 300 kV a 800 kV.  Margen I, serie I: 3.6; 7.2; 12: 17.5: 24; 36; 52: 72.5; 100; 123; 145; 170 y 245 kV.  Margen I, serie II: 4,76; 8,25; 15: 25,8: 38: 48.3 y 72,5 kV.  Margen II: 300; 362; 420: 550 y 800 kV. Otra clasificación habitual en la terminología de alta tensión es la que denomina las instalaciones y aparatos como de media tensión cuando su tensión asignada es de hasta 36 kV.

194

Tecnología eléctrica

Figura 7.7. Sobretensión de corta duración a frecuencia industrial.

Estas tensiones asignadas no son coincidentes con las tensiones nominales habituales en España, 15, 20. 36. 45 kV, etc. La razón es que la tensión nominal de las instalaciones no se corresponde con el margen de variación de tensiones que se dan en la práctica para un funcionamiento correcto de la red eléctrica. Los valores de tensiones asignadas normalizadas coinciden con la tensión máxima de servicio de las instalaciones, así la tensión máxima de servicio de una instalación de 15 kV sería 17,5 kV y la de 24 kV correspondería a la tensión nominal de 20 kV. Pero además, el nivel de aislamiento que se asigna a las instalaciones o a la aparamenta de alta tensión de una determinada tensión asignada no sólo tiene en cuenta el adecuado comportamiento de los materiales aislantes en régimen normal y permanente a dicha tensión. Las instalaciones de alta tensión pueden verse además sometidas a sobretensiones de tipo transitorio, cuyos valores son también función de la tensión asignada, pero que superan su valor de forma significativa, aunque en un limitado periodo de tiempo. En los centros de transformación de distribución en baja tensión, cuya alimentación se hace normalmente en media tensión, los fenómenos de sobretensión que se tienen en cuenta para el cálculo y ensayo del aislamiento son dos, tal y como se explica más adelante en el Capítulo 11: ■ ■

Sobretensiones de corta duración a frecuencia industrial. Impulsos de tensión de tipo rayo.

En las instalaciones de tensión superior a 245 kV se tienen en cuenta, además de las anteriores, las sobretensiones producidas por las maniobras en la red (actuación de protecciones o de interruptores que desconectan grandes cargas) aunque no se analizarán en este capítulo por no ser la situación habitual de los centros de transformación para distribución en baja tensión. Las sobretensiones de corta duración a frecuencia industrial son las producidas por la transferencia de tensión que se realiza en una instalación cuando hay un fallo de aislamiento a tierra en un punto de la línea de alta tensión respecto a otro con masas separadas. Para explicar el fenómeno se puede calcular, por ejemplo, la tensión entre fase y tierra en el centro de transformación de la Figura 7.7 cuando en otro punto de la instalación de media tensión (por ejemplo, en la subestación o en un poste intermedio) se produce un fallo a tierra. �2 entre fase y tierra en el centro de transformación, Como se puede observar, la tensión 𝑈𝑈 durante el tiempo que dura la falta, puede llegar a ser la suma vectorial de la tensión asignada Un y la tensión transferida IccF(RF + RA). El valor de la sobretensión depende, por tanto, de la

Centros de transformación

195

corriente de cortocircuito a tierra de la instalación IccF y de la impedancia de puesta a tierra de la instalación donde se produce la falta RA más la impedancia de la propia falta RF. También depende de la puesta a tierra del neutro y de su separación respecto a las tierras de la subestación y del centro de transformación, como se verá posteriormente en el Capítulo 10. No es fácil calcular con precisión estos valores en cada instalación, sobre todo teniendo en cuenta que el valor de la corriente IccF depende además de la resistencia de puesta a tierra, del neutro del transformador de la subestación, de las condiciones de la carga del sistema previas al cortocircuito, tal y como establece el cálculo de cortocircuitos previamente estudiado en el Capítulo 6 y considerando también que la resistencia de puesta a tierra del defecto es un valor imprevisible. No obstante, las normas de coordinación de aislamiento contemplan como situación más desfavorable que el generador que está aguas arriba de donde se produzca la falta, esté a plena carga y que la sobretensión producida en la fase de la falta sea del orden de 1.5 veces la tensión asignada, con una duración de hasta 3 s y un desfase respecto a la tensión a frecuencia de red tal, que la tensión en el lado de la red donde se produce la transferencia de tensión entre los bornes de un interruptor abierto, podría llegar a ser de 2,5 veces la tensión asignada (Figura 7.7), cuando la tensión transferida y la de servicio estén en oposición de fase. Este nivel de sobretensión también se aplica normativamente al aislamiento entre fase y tierra, aunque en este caso la sobretensión sea inferior al caso anterior. Un ejemplo del segundo fenómeno a considerar son los impulsos de tensión inducidos en las redes eléctricas por caídas de rayos en sus proximidades, mediante el mecanismo de acoplamiento descrito en el Apartado 11.6. En este caso, el tiempo de circulación de la comente es muy pequeño (1,2 μs de tiempo de subida y 50 μs de bajada) con lo que el efecto de sobretensión en la red será diferente al del caso anterior, dado que el valor de pico es muy superior al de la sobretensión transferida de frecuencia de red y es, además, un transitorio de frecuencia muy superior. Por todo lo anterior, las normas de aparamenta de alta tensión establecen niveles de aislamiento asignado, conforme a lo indicado en la Tabla 7.1 obtenida de la norma EN 60694 para el caso de las tensiones del margen I, serie I. Para la mayor parte de tensiones asignadas existen varios niveles de aislamiento asignado, como indica el hecho de que haya dos filas de valores por cada tensión de la tabla. El valor a elegir en esos casos se determina considerando el grado de exposición a las sobretensiones de frente rápido y lento, el tipo de puesta a tierra del neutro de la red y el tipo de dispositivo de protección contra sobretensiones (pararrayos) que tenga la instalación. Conforme a la Tabla 7.1, se establecen los niveles de aislamiento a exigir tanto a la instalación en su conjunto, como a los aparatos individuales que lo componen. Para ilustrar con un ejemplo práctico los niveles de sobretensión que pueden producirse en una instalación de media tensión se desarrolla el siguiente ejemplo. EJEMPLO 7.1 Una línea de media tensión de 20 kV parte de una subestación con un transformador de AT 200/20 kV, 1000kVA y tensión de cortocircuito del 4%. La línea tiene 10 km de longitud e impedancia en serie 0,6 + j0,377 Ω/km y conecta con un centro de transformación. La resistencia de puesta a tierra en la subestación es RA = 50Ω. Se pide: 1.

Calcular la tensión transferida entre fase y tierra en el centro de transformación cuando se produce un fallo a tierra, de impedancia despreciable, en una fase del secundario del transformador en la subestación, considerando que el transformador de AT de la subestación tiene el neutro conectado a una tierra independiente de la subestación, con una resistencia de puesta a tierra RN =10Ω.

196

Tecnología eléctrica

Tabla 7.1. Niveles de aislamiento asignados de la norma EN 60694 [8].

Tensión asignada Ur kV (valor eficaz)

3.6

7,2

12

Tensión soportada asignada de corta duración a frecuencia industrial Ud kV (valor eficaz)

Tensión soportada asignada con impulsos tipo rayo UP kV (valor eficaz)

Valor común

En la distancia de seccionamiento

Valor común

En la distancia de seccionamiento

10

12

20

23

23

40 40

46 46

60

70

60

70

75

85

45

75 95

85 110

95

110

20

28

32

17,5

38

24

50

60

125

145

36

70

80

145

165

52

95

110

170 250

195 290

72,5

140

160

325

375

100

150

175

380

440

185

210

450

520

123

185 230

210 265

450 550

520 630

145

230

265

550

630

275

315

650

750

170

275 425

315 375

650 750

750 860

245

360

415

850

950

395 460

460 530

950 1 050

1 050 1 200

Centros de transformación

197

2. Calcular la misma tensión si el neutro del transformador de AT está unido a las masas de la

subestación, siendo la resistencia de defecto RF =0,1 Ω

3. Calcular la misma tensión para el caso anterior cuando el fallo a tierra en la línea de media tensión

se produce en el último poste anterior al centro de transformación, que tiene una resistencia de puesta a tierra Rt = 50Ω e independiente de la tierra del centro de transformación. SOLUCIÓN Para el esquema eléctrico del sistema representado en la Figura 7.8, el circuito equivalente por fase, en las condiciones previas al cortocircuito y que nos permite realizar el análisis por unidad del sistema es el reflejado en la Figura 7.9. Tomando como potencia base la nominal del transformador: Sb = 1000kVA Los lados del transformador en la fse analizada se designarán como 1’ y 2’ para distinguirlos de los términos 1 y 2 de la tensión transferida entre fase y masa representados en la Figura 7.7. En el devanado 1’ se puede escribir:

Despreciando RccT, la reactancia del transformador en valor por unidad es: XccT = 0.04 p.u. Se llama la atención sobre el hecho de que la reactancia de cortocircuito de un transformador expresada en valores por unidad es independiente de la forma de conexión del transformador y del lado al que dicha reactancia se refiera. No hay más que calcular el valor real de la reactancia referida a uno y otro lado y comprobar que al dividirla por las correspondientes bases, el valor por unidad coincide.

Figura 7.8. Esquema de la línea del Ejemplo 7.1.

198

Tecnología eléctrica

Figura 7.9. Circuito equivalente por fase del Ejemplo 7.1 previo al fallo. De manera similar, en el devanado 2’ se obtiene:

Con lo que las impedancias de este lado en valores por unidad resultan ser:

Antes de empezar el cálculo de los valores pedidos debe hacerse notar que el método de cálculo de la corriente de defecto que se va a desarrollar es aproximado, dado que se acepta que la tensión entre fase y tierra se mantiene constante en el sistema tras el fallo a tierra. El cálculo exacto de las corrientes de cortocircuito no simétricas puede consultarse en diversos textos, como por ejemplo [1] y [2]. 1. Calcular la tensión transferida entre fase y tierra en el centro de transformación cuando se produce un fallo a tierra, de impedancia despreciable, en una fase del secundario del transformador en la subestación, considerando que el transformador de AT de la subestación tiene el neutro conectado a una tierra independiente de la subestación, con una resistencia de puesta a tierra RN = 10Ω. Si el fallo se produce en la subestación, el circuito equivalente que permite el cálculo de la corriente de defecto es el que se representa en la Figura 7.10, considerando que el neutro está aislado de tierra y que la corriente de defecto circula por la resistencia de tierra de las masas y la del neutro.

Centros de transformación

199

Figura 7.10. Circuito equivalente en caso de fallo en la subestación. Caso 1. La corriente de defecto en valores por unidad es:

Y en amperios: Id = 6,44 · Ib2’ = 186 A Aunque la tensión transferida es una suma vectorial, tal como se ha reflejado anteriormente, el método aproximado permite usar los módulos de la corriente y tensión para el cálculo, con lo que la tensión transferida es, según la expresión indicada anteriormente. U2’ = IdRA = 9300V y U2 = IdRA + Un = 186 · 50 + 20 · 103 = 29300 V El valor obtenido es aproximadamente 1,5U„ como se consdiera en las normas de coordinación de aislamiento. 2. Calcular la misma tensión si el neutro del transformador de AT está unido a las masas de la subestación, siendo la resistencia de defecto RF = 0,1 Ω. En este segundo caso la corriente no circulará por tierra sino por la unión del neutro y tierra, como indica la Figura 7.11. La corriente en valor por unidad se calcula como:

Su valor en amperios es el siguiente: Id = 25 · Ib2’ = 721,5 A

200

Tecnología eléctrica

Figura 7.11. Fallo en la subestación. Caso 2.

La corriente de defecto en esta ocasión es mayor, pero por el contrario la tensión transferida será muy inferior al no circular la corriente de defecto por RN, sino por RF, con lo que coincidirá con la tensión entre frase y neutro U0:

3. Calcular la misma tensión para el caso anterior cuando el fallo a tierra, de impedancia despreciable, en la línea de media tensión se produce en el último poste anterior al centro de transformación, que tiene una resistencia de puesta a tierra R, = 50 Q e independiente de la tierra del centro de transformación. En este tercer caso, cuando el fallo se produce en el extremo de la línea, la corriente de defecto disminuye de nuevo al intervenir ahora en el circuito tanto la impedancia de la línea como la impedancia de puesta a tierra de la masa donde se produce el defecto y la del neutro, dado que el bucle de corriente se cerrará a través del neutro. El circuito equivalente que permitirá determinar la corriente de defecto es ahora el de la Figura 7.12.

Figura 7.12. Fallo al final de la línea. Caso 3.

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201

La corriente de defecto en valores por unidad es:

En amperios es: Id = 5,8 · Ib2’ = 168 A Con este valor, la tensión pedida es: U2’ = IdRt = 8400 V y U2 = IdRt + Un = 168·50 + 20·103 = 28400 V

Los resultados obtenidos permiten concluir que tanto las corrientes de defecto, como las tensiones transferidas, son muy dependientes de la resistencia de puesta a tierra de las masas, de la del neutro y de la separación entre éstas, pero en todos los casos, la tensión transferida puede alcanzar valores equivalentes a los indicados en la Tabla 7.1 para las tensiones soportadas de corta duración a frecuencia industrial, con lo que la aparamenta de las líneas deberá diseñarse teniendo en cuenta dichos valores.

7.4.

Descripción y clasificación de aisladores

Los aisladores son elementos aislantes fabricados en serie que se disponen entre las masas de la instalación o de los aparatos y las partes activas de alta tensión con el objeto de garantizar un adecuado aislamiento. Los aisladores se pueden clasificar en: ■ Aisladores de líneas aéreas. ■ Aisladores de aparatos.

7.4.1.

Aisladores de líneas aéreas

Los aisladores de líneas aéreas se dividen, a su vez en: ■ Aisladores de cadena. ■ Aisladores rígidos. Los aisladores de cadena están constituidos por uno o varios elementos aislantes, unidos entre sí, unos a continuación de otros, formando una especie de cadena y destinados a soportar de manera flexible los conductores de una línea eléctrica aérea. Una cadena está destinada a soportar principalmente esfuerzos de tracción. Las cadenas de aisladores utilizadas para la tracción eléctrica y constituidas por un solo elemento pueden igualmente estar sometidas a esfuerzos de flexión o comprensión.

202 Tecnología eléctrica

Figura 7.13. Cadenas de amarre (izquierda) y suspensión (derecha).

Una cadena equipada está constituida por una o más cadenas de aisladores acopladas convenientemente y provistas de dispositivos que permitan su fijación flexible a un soporte. Están incluidas en la cadena equipada las partes metálicas y accesorios que puedan ser consideradas como partes esenciales de la misma, tales como equipos para reparto del campo eléctrico, descargadores, raquetas, etc. Las cadenas equipadas pueden ser de suspensión o de amarre (Figura 7.13). Una cadena de suspensión equipada está provista de los dispositivos necesarios para soportar el peso de uno o varios conductores en su parte inferior. Una cadena de amarre equipada se utiliza para mantener la tensión mecánica del tendido (catenaria) entre varios vanos y en los cambios de dirección de la línea y está dotada de los dispositivos necesarios para resistir los esfuerzos de tracción que le transmitan al amarre de uno o varios conductores. Los elementos de la cadena son habitualmente del tipo caperuza y vástago como el de la Figura 7.14. El aislador es de material cerámico o vidrio y su forma favorece que sea muy largo el camino que la corriente deba recorrer sobre el aislamiento para puentearlo (conocido como línea de fuga) aun cuando esté afectada por la contaminación o la humedad que pueda darse en la línea eléctrica. La caperuza y el vástago tienen la función de acoplamiento mecánico entre los elementos, permitiendo el movimiento como en una rótula y de dar resistencia a la tracción a la cadena. El concepto de línea de fuga será tratado con mayor detalle en el Capítulo 12, dedicado a la protección contra los choques eléctricos. Los aisladores rígidos de líneas son aisladores destinados a soportar de modo firme los conductores de una línea eléctrica aérea; están principalmente sometidos a esfuerzos de flexión y compresión. Se pueden clasificar en aisladores rígidos de vástago y aisladores rígidos de peana. El aislador rígido de vastago es un aislador compuesto por uno o más elementos de cerámica o vidrio permanentemente unidos. Está destinado a montarse de manera rígida sobre un soporte por medio de un vástago fijado al interior del aislador. El aislador rígido de peana es un aislador compuesto por uno o más elementos de cerámica o vidrio, permanentemente unidos sobre una peana metálica destinada a montarse rígidamente sobre un soporte por medio de un vástago central o espárragos solidarios de la peana.

Centros de transformación

203

Figura 7.14. Elemento de cadena de aisladores de caperuza y vástago.

Tanto unos como otros están habitualmente colocados sobre poste (Figura 7.15) o fachada para líneas aéreas de media o baja tensión.

Figura 7.15. Aislador rígido para línea aérea.

204 Tecnología eléctrica

7.4.2.

Aisladores de aparatos

Los aisladores montados en los aparatos se pueden clasificar en: ■ Aisladores de apoyo. ■ Aislador de interior de materia orgánica. ■ Aisladores huecos. ■ Aisladores pasantes. Los aisladores de apoyo en los aparatos sirven para la fijación rígida de una pieza con tensión, que debe ser aislada de tierna o de otra pieza con tensión. Consta de una o más piezas aislantes, permanentemente unidas, complementadas por otras piezas, metálicas o no, destinadas a facilitar el montaje con otros elementos. Normalmente son de tipo caperuza y base o de soporte cilindrico (Figura 7.16).

Figura 7.16. Ejemplos de aisladores de apoyo (por cortesía de REE).

Centros de transformación

205

Figura 7.17. Aisladores pasantes de un transformador.

El aislador de apoyo de caperuza y base tiene dos partes metálicas, una caperuza que recubre parcialmente una pieza aislante y una base fijada en el interior de un alojamiento previsto en la pieza aislante. Normalmente, la caperuza está provista de taladros roscados y la base de una brida con taladros lisos para permitir la fijación con tomillos o bulones. El aislador de soporte cilindrico consiste en uno o más elementos aislantes con una parte metálica fijada en cada extremidad. Esta parte metálica puede ser una caperuza, una brida o una pieza insertada con taladros lisos o roscados para permitir la fijación por tornillos o bulones. Por otro lado, los aisladores de apoyo pueden también clasificarse, según su posible localización, en aisladores de apoyo para exterior, si están destinados a soportar las condiciones atmosféricas exteriores (lluvia, nieve, etc.), o de interior, si están destinados a ser instalados en el interior de locales que no están expuestos a condensaciones excesivas. Un caso particular de aislador de apoyo de interior lo constituye el aislador de apoyo de materia orgánica, que es un soporte aislante en el que el material que constituye el aislamiento está formado total o parcialmente de materias orgánicas, es decir, de materias que corresponden a la química de los compuestos del carbono o del carbono y silicio. Estas materias orgánicas pueden utilizarse solas o conjuntamente con otros materiales minerales orgánicos. Los aisladores huecos son piezas huecas, abiertas por ambos lados, provistas o no de aletas, destinadas al equipamiento de aparatos eléctricos tales como transformadores de medida, pararrayos, condensadores, terminales de cable e interruptores. Un aislador pasante (denominado habitualmente como pasante) es un dispositivo que sirve para conducir un conductor en tensión a través de una pared, un muro, una tapa de un recipiente, o similar, de los que queda convenientemente aislado (Figura 7.17). Este dispositivo debe llevar consigo los medios para su fijación a la base de la superficie que atraviesa y para la fijación de los conductores.

206 Tecnología eléctrica

7.5.

Características asignadas para la elección del aislador

De la descripción dada para los distintos tipos de aisladores y de su misión de garantizar el nivel de aislamiento requerido en la instalación a la que sean destinados, es fácil deducir que las características que se deben determinar y conocer para la correcta elección de los aisladores de una instalación están directamente relacionadas con la tensión eléctrica que éstos deben soportar y con las condiciones mecánicas y dimensionales que condicionan su uso. Por tanto, la caracterización de los elementos de la cadena de aisladores que permite su elección viene dada por los siguientes parámetros normalizados, que el fabricante del aislador debe proporcionar: ■ La tensión soportada al impulso tipo rayo. ■ La tensión a frecuencia industrial en seco o bajo lluvia (interior o exterior). ■ El esfuerzo mecánico de rotura. ■ Las dimensiones características, tales como longitud nominal mínima entre partes metálicas o el diámetro nominal máximo de la parte aislante. ■ La longitud nominal mínima de la línea de fuga. ■ Las características en condiciones de contaminación artificial (cuando sea requerido). ■ El acoplamiento normalizado (para elementos de cadenas de aisladores). Las dos primeras características están relacionadas con la tensión asignada de la instalación a la que el aislador está destinado, conforme a lo reflejado en la tabla de niveles de aislamiento asignado (Tabla 7.1). El resto de características dimensionales y de resistencia mecánica están directamente relacionadas con el diseño mecánico y trazado de la línea eléctrica, las condiciones ambientales y el grado de contaminación a los que se espera vayan a estar sometidos.

7.6.

Normas de aplicación a los aisladores

Las características asignadas de cada tipo de aislador vienen definidas en las normas UNE aplicables, así como los ensayos necesarios para poder asignar los valores correspondientes a dichas características. Las normas incorporan también, entre otros, los requisitos dimensionales y mecánicos mínimos, así como las aplicaciones admisibles para cada tipo de aislador, constituyendo así una fuente de información muy valiosa para el diseñador de la instalación. A título informativo, las normas de aplicación a aisladores se resumen en la Tabla 7.2.

Centros de transformación

207

Tabla 7.2. Normas de aplicación a los aisladores.

UNE UNE UNE UNE UNE UNE UNE

21 009 21 111 21 112 21 124 21 125 21 126/1 21 128

UNE UNE UNE

21 114 21 163 21 126/2

Dimensionales

UNE UNE UNE

21 110/2 21 111 21 112

Eléctricos y mecánicos

UNE

21 114

Dimensionales

UNE 21 007 UNE 21 008

Eléctricos y mecánicos

UNE 21 110/2 UNE 21 110/1 y 1 M

Dimensionales

UNE 21 110/2

Eléctricos y mecánicos

UNE 21 109 UNE 21 110/1 y 1M

Dimensionales

UNE 21 176

Dimensionales

Cadena Eléctricos y mecánicos

Aisladores de material cerámico o vidrio de líneas eléctricas aéreas (exterior)

Rígidos

Apoyo

Huecos Aisladores rígidos destinados a aparatos (interior o exterior) Pasantes

Eléctricos y mecánicos De interior de materia orgánica

Normas de ensayos generales

UNE 21 113

Dimensionales

UNE 21 110/2

Eléctricos y mecánicos

UNE 21 138

Muestreo y aceptación de fabricación

UNE 21 137

Dieléctricos

UNE 21 308 UNE 21 131

Contaminación artificial

UNE 21 129 Perturbaciones radioeléctricas

UNE 21 130 Descargas parciales

UNE 21 313

208

Tecnología eléctrica

7.7.

Bibliografía

[1] F. Barrero. Sistemas de energía eléctrica. Ed. Thomson-Paraninfo, 2004. [2] J.J. Grainger y W.D. Stevenson Jr. Análisis de sistemas de potencia. Ed. McGraw-Hill, 1995. [3] Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. [4] Reglamento sobre Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación. [5] UNE-EN 60076-2. Transformadores de potencia. Parte 2: Calentamiento. AENOR. [6] UNE-EN 60298. Aparamenta bajo envolvente metálica para corriente alterna, de tensiones asignadas superiores a 1 kV, e inferiores o iguales a 52 kV. AENOR. [7] UNE-EN 60517. Aparamenta bajo envolvente, con aislamiento gaseoso para tensiones asignadas iguales o superiores a 72,5 kV. AENOR. [8] UNE-EN 60694. Estipulaciones comunes para las normas de aparamenta de alta tensión. AENOR. [9] UNE-EN 61330. Centros de transformación prefabricados. AENOR.

8 Capítulo

APARATOS DE MANIOBRA DE CIRCUITOS

El objetivo de este capítulo es la descripción de los elementos que en la terminología del sector se conocen como aparamenta eléctrica y que se encargan de las maniobras de interrupción, seccionamiento y protección de los circuitos del sistema eléctrico. La intención última es la de resaltar las diferencias existentes entre las funciones de separación (o aislamiento) y corte (o interrupción de corriente), que son de vital importancia en el funcionamiento de los circuitos y sistemas eléctricos. Aunque para cubrir este objetivo se podrían describir los elementos de maniobra de circuitos de baja tensión de la misma manera que los de alta tensión, puesto que sus funciones son las mismas, en el presente capítulo el detalle constructivo, no exahustivo por otra parte, se centrará en los elementos de alta tensión, dado que en ellos son más claramente identificadles las diferencias funcionales y de sus características básicas, que en los elementos equivalentes de baja tensión. En primer lugar se pasa a describir física y funcionalmente cada uno de los elementos de la aparamenta y se dan sus requisitos reglamentarios y normativos, recogidos en la instrucción técnica complementaria MIE-RAT 06 del Reglamento sobre Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación [1]. Se describen elementos tales como, seccionadores, seccionadores de puesta a tierra, interruptores, contactores e interruptores automáticos. También se describen las características normativas que se les asignan y que pueden considerarse comunes a toda la aparamenta, ya que se derivan del hecho de estar conectados al mismo sistema eléctrico en un punto determinado. Estas características de tipo general están relacionadas fundamentalmente con las condiciones de aislamiento y calentamiento o, lo que es lo mismo, con la tensión y la corriente del sistema en un punto considerado, incluyendo sus valores transitorios debidos a fenómenos tales como caída de rayos, maniobras o cortocircuitos. Se definen términos como tensión asignada, nivel de aislamiento asignado, frecuencia asignada, corriente asignada en servicio continuo, corriente admisible asignada de corta duración, valor de cresta de la corriente admisible asignada y duración de cortocircuito asignada, entre otros, y también se dan características propias de cada elemento de la aparamenta, en concreto las correspondientes al poder de corte y cierre en cada uno de ellos. Por último, se incluyen también ejemplos de cálculo para la elección de las características del elemento concreto a utilizar en un punto de la instalación, a partir de los valores de las magnitudes obtenidos con los métodos de cálculo que fueron estudiados y desarrollados en anteriores capítulos.

210

Tecnología eléctrica

8.1. Aparatos de maniobra de circuitos. Generalidades En la descripción realizada en el Capítulo 7 de los centros de transformación y dentro de los aparatos o celdas que los componen, se ha hecho mención a elementos de maniobra de circuitos que son necesarios para la operación de la línea eléctrica de alta o media tensión, tales como seccionadores, interruptores o interruptores automáticos. El papel que realizan dichos elementos es muy importante para la seguridad de la instalación, tanto en lo relativo a garantizar el aislamiento, como en la maniobra segura de apertura o cierre de circuitos con carga, que se realiza bien en condiciones normales de explotación, con corrientes correspondientes a la carga normal de la instalación, o por la actuación de las protecciones contra averías del sistema, con corrientes superiores por defecto o cortocircuito, o debidas a sobrecargas por sobretensión u otras averías. Con esta finalidad, se pueden clasificar los aparatos de maniobra de circuitos en: ■ ■ ■ ■ ■ ■

Seccionadores. Seccionadores de puesta a tierra. Interruptores. Interruptores-seccionadores. Contactores de alta tensión. Interruptores automáticos.

8.2.

Seccionadores. Descripción y clasificación

8.2.1.

Seccionadores

Los seccionadores son elementos que sirven para unir o separar, de forma clara, diferentes partes o componentes de una instalación, de manera que cuando por causa de averías u operación se desea desconectar una parte, pueda llevarse a cabo la maniobra sin que se interrumpa el resto de la instalación. También son conocidos como desconectadores o separadores y con ellos se pueden realizar trabajos o reparaciones en elementos de las líneas, dejándolos previamente sin tensión y garantizando un nivel de aislamiento entre sus bornes suficiente para las tensiones asignadas normales de operación de la línea y para las sobretensiones que en ella puedan producirse. Por otro lado, pueden utilizarse como medio para realizar distintas configuraciones de conexión, como conmutar derivaciones en sistemas de barras múltiples. Su característica más importante es que deben actuar siempre en vacío, esto es, que para sus maniobras de conexión y desconexión a la red no debe haber carga en la instalación. Esta característica los distingue fundamentalmente de los interruptores, que pueden incorporarse en la instalación de un seccionador para realizar la operación de desconexión, abriendo el circuito para eliminar la carga, tras lo cual puede abrirse el seccionador y efectuar la separación que garantice el aislamiento y o la puesta a tierra necesaria para trabajar sobre el circuito aislado. Aunque la maniobra de un seccionador con carga produciría un arco en sus contactos que lo dañaría seriamente, en determinadas condiciones puede abrirse cuando las cargas son pequeñas.

Aparatos de maniobra de circuitos

211

Esto es necesario cuando no es posible eliminar toda la corriente en el circuito a separar, como por ejemplo las corrientes de fuga, las capacitivas de embarrados o como las corrientes de vacío de los transformadores. Los seccionadores deben tener un poder aislante suficiente, para lo que se montan generalmente sobre aisladores adecuados a la tensión de servicio y, por otro lado, deben tener una construcción tal que sus contactos sean capaces de soportar los esfuerzos electrodinámicos a los que pueden estar sometidos por la acción de corrientes de cortocircuito. Se pueden realizar clasificaciones de los seccionadores bajo diferentes criterios, pero la más habitual es la que atiende a su construcción y forma de realizar el seccionamiento. Las diferentes formas constructivas de los seccionadores dependen en gran medida de la tensión nominal de la instalación y además de la intensidad máxima, del espacio disponible o de consideraciones económicas. En este sentido se puede hacer la siguiente clasificación: ■ Seccionadores de cuchillas giratorias. ■ Seccionadores de cuchillas deslizantes. ■ Seccionadores de columnas giratorias. ■ Seccionadores de pantógrafo. A continuación se pasa a describir los distintos tipos enunciados, con sus diferencias, así como alguna de las exigencias constructivas y de diseño que las normas establecen. Seccionadores de cuchillas giratorias

Es la construcción más representativa y utilizada en media tensión. Consisten básicamente en un armazón, sobre el que se montan dos juegos de aisladores soporte que garantizan el aislamiento y sobre los cuales se monta el circuito principal (contactos y cuchillas). Una cuchilla giratoria realiza el seccionamiento. Para ello la cuchilla incorpora una anilla que puede ser accionada mediante una pértiga aislante o bien existe un sistema mecánico con un eje de maniobra y unos elementos empujadores que accionan las cuchillas, simultáneamente en seccionadores multipolares, lo que garantiza el seccionamiento simultáneo de todas las fases. Para corrientes nominales elevadas, los seccionadores incorporan dos o más cuchillas en cada fase. Además, los seccionadores pueden ser de disposición en interior o exterior. Para el caso de seccionadores de montaje en el exterior, su construcción es similar pero variando las

Figura 8.1. Seccionador de cuchillas giratorias (izquierda) y seccionador combinado con fusible (derecha).

212

Tecnología eléctrica

dimensiones y usando aisladores adecuados para trabajar en condiciones climáticas adversas, con gran resistencia a la perforación, resistencia mecánica y elevada tensión de contomeamiento bajo lluvia. En algunos casos los seccionadores se combinan con fusibles que realizan la función de las cuchillas giratorias. La Figura 8.1 muestra dos ejemplos de seccionadores de este tipo. Seccionadores de cuchillas deslizantes

Son similares a los anteriores pero las cuchillas no giran sobre un eje, sino que se deslizan longitudinalmente. Su única aplicación es para aquellos lugares donde el espacio no permita la colocación de un seccionador de cuchillas giratorias, ya que su capacidad de seccionamiento es habitualmente inferior. Seccionadores de columnas giratorias

Suelen usarse con frecuencia en instalaciones de tensión de servicio superior a 30 kV y en instalaciones exteriores. Consisten en dos o tres columnas de aislador, donde se montan los contactos y las barras que se desplazan girando sobre el eje del aislador. La Figura 8.2 muestra un seccionador de dos columnas tal como se representa en la norma EN 60129 [5] y un seccionador real de este tipo. Las dos columnas soportan cada una un contacto móvil que se unen mediante contactos de presión, con un sistema de gatillo que evita la desconexión en caso de que un cortocircuito dé lugar a esfuerzos electrodinámicos que tiendan a separar los contactos. Este seccionador puede instalarse en posición horizontal o vertical.

Figura 8.2. Seccionador de columnas giratorias.

Seccionadores de pantógrafo

Son seccionadores utilizados para simplificar la realización de instalaciones de distribución de alta tensión. Frente a los anteriores, se diferencian en que sólo incorporan un borne de conexión del circuito, habiendo sustituido el otro por un contacto que se realiza directamente sobre la línea. Se utiliza con tensiones e intensidades de servicio elevadas (150-420 kV. 800-1600 A). Como se puede apreciar en la Figura 8.3, el seccionador posee una caja inferior donde se sitúa el eje de mando y los resortes que aseguran la presión de contacto. La construcción del pantógrafo garantiza que el desplazamiento realiza por si solo la última parte de la carrera de cierre, lo que evita que un accionamiento incompleto del mando de lugar a un mal contacto, siendo la presión de contacto, por tanto, independiente del desplazamiento del mando. Otras partes principales del seccionador son la columna de aislador soporte, una caja superior donde está el mecanismo de accionamiento de los brazos del pantógrafo, el pantógrafo propiamente dicho y el contacto de línea fijado al conductor.

Aparatos de maniobra de circuitos

213

Figura 8.3. Seccionador de pantógrafo representado en la norma EN 60129 y real (por cortesía de REE).

Este tipo de seccionadores exige una definición clara de la instalación y fijación de los elementos para garantizar la zona de contacto asignada ya que constan de elementos de conexión separados (no montados en un bastidor rígido) y al estar en el exterior, se ven sometidos a fenómenos meteorológicos como lluvia, viento, formación de hielo y otros que pueden provocar el desplazamiento relativo de las partes a conectar. El fabricante debe indicar los valores de los esfuerzos mecánicos de reacción máximos y mínimos, así como el método de fijación del contacto fijo, que debe prescribirse cuando estos esfuerzos tengan una influencia sobre las condiciones de funcionamiento satisfactorio del seccionador o del seccionador de puesta a tierra.

8.2.2. Seccionadores de puesta a tierra Los seccionadores hasta ahora vistos sólo se han descrito para realizar la función de desconexión de la parte del circuito correspondiente, pero cuando se realizan operaciones de mantenimiento o trabajos de cualquier tipo sobre la línea, es conveniente además poner a tierra las partes activas peligrosas, para lo que los diseños anteriores permiten variantes en los que, simultáneamente al seccionamiento, unos contactos auxiliares ponen a tierra la instalación. Por otro lado, esta construcción del seccionador debe garantizar que sea imposible que se produzca la conexión de los contactos principales del seccionador cuando permanezcan conectados los contactos auxiliares de puesta a tierra o viceversa. Los seccionadores de puesta a tierra, o las cuchillas auxiliares de puesta a tierra de los seccionadores, deben ser capaces de soportar durante un tiempo especificado corrientes en

214

Tecnología eléctrica

Figura 8.4. Seccionador de cuchillas giratorias con cuchillas de puesta a tierra.

condiciones anormales, tales como las de cortocircuito, pero no están previstos para soportar las corrientes de funcionamiento normal del circuito. Esto es debido a que pudiera ocurrir que la línea seccionada pudiese permanecer en tensión si existen otros caminos alternativos al seccionador por donde pueda circular la corriente (sistemas mallados, bucles, anillos etc.), con lo que al poner la línea en tensión a tierra, mediante el seccionador de puesta a tierra, se produciría un cortocircuito que el seccionador de puesta a tierra debe ser capaz de soportar. Pero en cambio, el seccionador de puesta a tierra no tiene que estar diseñado para soportar corrientes normales circulando a través de él, ni tampoco para establecerlas o interrumpirlas. Lo dicho anteriormente tiene una excepción en seccionadores de tensión elevada (superior a 52 kV) que pueden utilizarse ocasionalmente para soportar, establecer y cortar corrientes inducidas en líneas aéreas con varios circuitos próximos, en donde se pueden inducir o acoplar capacitivamente corrientes en circuitos sin tensión desde otros con tensión. La Figura 8.4 muestra un ejemplo de un seccionador de cuchillas giratorias con cuchillas de puesta a tierra representado en la norma EN 60129. En las celdas de los centros de transformación deben indicarse los esquemas de los aparatos de maniobra que contienen. La simbología está normalizada para garantizar su correcta identificación. La Figura 8.5 representa los símbolos correspondientes a seccionadores y seccionadores de puesta a tierra. Las normas de aplicación a los seccionadores y seccionadores de puesta a tierra son la UNE-EN 60694 [7] y la UNE-EN 60129.

SECCIONADOR

SECCIONADOR DE PUESTA A TIERRA

Figura 8.5. Esquemas de representación de seccionadores.

Aparatos de maniobra de circuitos

8.3.

215

Interruptores e interruptores automáticos. Descripción y clasificación

Si los seccionadores son los aparatos de conexión que permiten obtener el adecuado nivel de aislamiento en la parte de la instalación separada por ellos, los interruptores son los aparatos mecánicos de conexión capaces de soportar, establecer o interrumpir corrientes en las condiciones normales del circuito, incluso en condiciones de sobrecarga, así como de soportar durante un tiempo determinado corrientes en condiciones anormales de funcionamiento, tales como las de defecto o cortocircuito. Al igual que ocurre en los seccionadores de puesta a tierra, un interruptor debe ser capaz de establecer corrientes de cortocircuito en varias actuaciones (2, 3 ó 5 veces, según tipos) si al cerrar el circuito en la línea hubiese un fallo que implicara el funcionamiento en dichas condiciones, pero no tiene que interrumpirlas. Tampoco tiene que garantizar el nivel de aislamiento adecuado entre sus terminales abiertos, salvo cuando simultáneamente cumpla la función de seccionador. La combinación de un seccionador con un interruptor en un único aparato con las propiedades aislantes y de capacidad de conducir, establecer y cortar las corrientes correspondientes constituye un interruptor-seccionador. Este tipo de aparatos se utilizan cuando por motivos de espacio o económicos no pueden utilizarse aparatos independientes para seccionar e interrumpir corriente. La Figura 8.6 representa un ejemplo de dichos aparatos. Los interruptores automáticos son aparatos mecánicos de conexión capaces de establecer, soportar e interrumpir corrientes en las condiciones normales del circuito, así como de establecer, soportar durante un tiempo determinado, e interrumpir corrientes en condiciones anormales para el circuito, tales como las de cortocircuito. Los contactores de alta tensión son aparatos equivalentes a los interruptores o a los interruptores automáticos pero sin accionamiento manual y con posición abierto en reposo, característica que los hace adecuados para uso frecuente, como por ejemplo para el accionamiento de motores alimentados en alta tensión. El contactor puede establecer, soportar e interrumpir corrientes en condiciones normales y eventualmente pueden establecer e interrumpir corrientes de cortocircuito. Dadas sus aplicaciones, su tensión asignada es normalmente baja (inferior a 12 kV). La necesidad de disponer de aparatos específicos para el corte en carga se fundamenta en que. en los circuitos eléctricos, la interrupción o el establecimiento de la corriente se realiza con formación de arcos eléctricos. Si un circuito eléctrico en el que hay un interruptor se representa

Figura 8.6. Interruptores-seccionadores de tres columnas giratorias abiertos (derecha) y cerrados (izquierda).

216

Tecnología eléctrica

mediante una fuente de tensión U y una carga equivalente, con una resistencia R en serie con una inductancia L, que se corresponden con las inductancias y resistencias de cargas, conductores y de otros elementos del circuito, al abrir el interruptor, la tensión U aparecerá entre los terminales abiertos de éste. Pero en el proceso de apertura de contactos se producen fenómenos transitorios que tienen una influencia decisiva en las características del aparato de maniobra. Cuando se inicia la apertura de los contactos se produce un aumento brusco de la impedancia del circuito en ese punto, que implica una variación de la corriente que circula previamente a la apertura. Entre los contactos abiertos aparece la tensión del circuito correspondiente a la impedancia entre éstos y además la variación de corriente genera un transitorio de tensión, debido a la inductancia equivalente del circuito (Ldi/dt). Esta tensión en los contactos separados en una distancia muy pequeña (cuando se inicia la apertura) hace que el aislamiento entre ellos (aire, gas o líquido) se polarice y se produzca un desplazamiento de electrones que supone una circulación de corriente. Si se mantienen los contactos a la misma distancia, se produce un efecto avalancha que provoca el arco eléctrico. Dicho arco sólo puede ser extinguido si la tensión baja a un umbral muy inferior al que lo creó y se mantiene así el tiempo necesario, o también si se separan suficientemente los contactos para que se produzca una regeneración del dieléctrico afectado por el arco. Por otro lado, la corriente del arco libera una energía, en forma de calor, que puede hacer que la temperatura en los contactos alcance valores considerablemente elevados (entre 800 y 900 °C). Este efecto puede producir la fusión y el pegado de los contactos, e incluso el incendio de los elementos plásticos en contacto con ellos, con lo que la extinción del arco en el menor tiempo posible es una de las condiciones fundamentales para garantizar el correcto funcionamiento de los interruptores. Por todo lo anterior, se puede concluir que la energía liberada por el arco en el proceso de interrupción o cierre es función directa del valor de la corriente a interrumpir o establecer, de la naturaleza resistiva o inductiva/capacitiva del circuito, de la tensión a circuito abierto y del tiempo de duración del arco. El proceso de extinción del arco en una maniobra de apertura se realiza cuando la velocidad de regeneración dieléctrica del medio aislante alcanza un valor de tensión soportada, entre los bornes del aparato, superior a la tensión de reestablecimiento del arco. Por el contrario, el establecimiento de la corriente se basa generalmente en hacer que los contactos cierren lo suficientemente rápido para que el tiempo de arco sea lo más corto posible. Por tanto, las técnicas de ruptura del arco están directamente relacionadas, entre otros factores, con el medio aislante que se disponga entre los contactos, cuya capacidad dieléctrica y de regeneración, en aislamientos líquidos (como el aceite) y gaseosos (como el aire y el hexafluoruro de azufre, SF6), es función directa de su presión, por lo que las técnicas constructivas de los interruptores combinan el uso de aislantes más eficientes con formas de producir sobrepresiones por soplado o formación de gases, entre otros. Los dieléctricos comúnmente utilizados para este fin son: ■ Aire. ■ Aceite. ■ Hexafluoruro de azufre. SF6. ■ Vacío. El aire es el dieléctrico más fácil de obtener y utilizar, al ser sustituido constantemente sin coste, ni requerir la aplicación de ninguna técnica de renovación. Su rigidez dieléctrica es de aproximadamente 30 kV/cm a presión atmosférica y 25 °C. La rigidez dieléctrica es proporcional a la densidad del aire, con lo que en altitudes superiores a los 1000 m deben considerarse factores de reducción del aislamiento.

Aparatos de maniobra de circuitos

217

En el Capítulo 12, dedicado a los choques eléctricos, se describen las formas de determinar las distancias mínimas en el aire para equipos e instalaciones de baja tensión. En general y por motivos dimensionales, no se utiliza aire como aislamiento en los interruptores automáticos de alta tensión, salvo en los interruptores de media tensión (hasta 36 kV) en aplicaciones para centros a la intemperie fundamentalmente, como los mostrados en la Figura 8.6. El aceite es un buen dieléctrico y además tiene muy buenas propiedades de disipación de calor. El arco eléctrico descompone el aceite y desprende gases que lo envuelven y lo aíslan térmicamente. Además la descomposición del aceite tiene una constante de tiempo de desionización baja, lo que favorece una rápida extinción del arco. En la actualidad no se utiliza en aparatos de maniobra de circuitos, por los riesgos de incendio que hay en caso de fallo en la ruptura o los riesgos de explosión que pueden producirse por la concentración de gases. No obstante, el aceite sigue siendo utilizado como medio aislante y de refrigeración en transformadores y otros elementos de la aparamenta de alta tensión donde no se producen arcos de elevada energía en condiciones normales de operación. El hexafluoruro de azufre (SF6) es un gas con propiedades dieléctricas muy superiores a las del aire. El SF6 es un gas electronegativo, que favorece la desionización del arco en los pasos por cero de la comente y además aumenta la disipación de calor, que ayuda a disminuir la temperatura en el arco, lo que reduce su conductividad adicionalmente. La Figura 8.7 muestra un interruptor automático de SF6 en el que se representa el proceso de cierre de contactos. El SF6 no se obtiene de la naturaleza y es incoloro, inodoro, no inflamable y no tóxico. Es un gas más pesado que el aire, por lo que debe evitarse que pueda acumularse mediante sistemas de ventilación y renovación de aire. Aunque no es tóxico, el SF6 es un gas calificado como favorecedor del efecto invernadero, con lo que debe limitarse su emisión a la atmósfera y es obligada su recuperación y adecuada manipulación. La ruptura en vacío es un proceso muy simple, ya que para que en dos contactos separados no se produzca un arco únicamente hace falta generar un cierto nivel de depresión. En los interruptores es suficiente un vacío del orden de 10-4 a 10-5 bar para obtener este efecto. Esto se debe a que la rigidez del vacío es superior a 199 kV/cm. Esta cualidad permite la construcción de interruptores automáticos de pequeñas dimensiones al poder conseguir el corte con distancias entre contactos muy pequeñas (15 mm a 25 mm según la tensión). Pero en las ventajas de la ruptura en vacío también radican sus limitaciones, dado que la rigidez del vacío no aumenta con la separación de contactos como en el resto de los dieléctricos. Por ello se limita su uso a instalaciones con tensiones asignadas no superiores a 50 kV y por otro lado, si se pierde el vacío en la cámara de los contactos, el interruptor puede explotar, ya que el aire no puede conseguir la rigidez dieléctrica requerida con esas distancias. No obstante, el vacío junto con el SF6 son los dieléctricos más utilizados en la actualidad en los interruptores automáticos de alta tensión (Figura 8.8). En cuanto alas técnicas constructivas habituales en interruptores, interruptores-seccionadores e interruptores automáticos que favorecen la rapidez de separación de contactos y la regeneración rápida del aislamiento, se pueden citar las siguientes: ■ Ruptura brusca combinada con contactos auxiliares de arco. ■ Soplado con autoformación de gases, autosoplado y aire comprimido. ■ Soplado magnético. La ruptura brusca combinada con contactos auxiliares de arco es una técnica constructiva utilizada en interruptores con ruptura en aire. Consiste en disponer un doble juego de contactos, unos principales que conducen la corriente cuando el interruptor está cerrado y unos auxiliares (contactos de arco) que al inicio de la apertura mantienen el cierre, evitando la formación de arco y acumulando una energía mecánica, como un resorte, de manera que, cuando la separación

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Tecnología eléctrica

Figura 8.7. Interruptor automático en SF6 de Merlín Gerín (por cortesía de Merlín Gerín).

entre los polos del interruptor es tal que los contactos auxiliares pierden el contacto mecánico, estos se desplazan a gran velocidad, de modo que se favorece el poder de ruptura del aparato. La Figura 8.9 muestra un ejemplo de este tipo de interruptor. El soplado con autoformación de gases extintores se basa en la utilización de materiales aislantes en el camino del arco, generando a su paso una gran cantidad de gases que absorben el calor de este y crean un efecto de soplado, incrementando la presión del medio circundante (aire), favoreciendo la regeneración y la ruptura consiguiente. La ruptura por autosoplado se basa en la disposición de un pistón en la cámara del arco que, aprovechando el movimiento de apertura de contactos impulsa el gas aislante soplando el arco. Suele utilizarse con aire en interruptores de media tensión y de hasta 1000 A y con SF6 en interruptores automáticos (Figura 8.10).

Aparatos de maniobra de circuitos

Figura 8.8. Interruptor automático de vacío de Merlín Gerín (por cortesía de Merlín Gerín)

Figura 8.9. Interruptor-seccionador tripolar de tipo basculante con ruptura brusca.

219

220

Tecnología eléctrica

Figura 8.10. Interruptor automático de autosoplado en SFC de Merlín Gerín (por cortesía de Merlín Gerín).

Un principio de corte similar al del autosoplado es el de ruptura con aire comprimido, utilizado en interruptores, donde el aire comprimido se inyecta en la cámara del arco mediante tubos que abren el paso del aire cuando se inicia el proceso de apertura de los contactos. El soplado magnético no es un soplado físico del gas aislante, sino que consiste en la creación de un campo magnético mediante una bobina en la cámara donde se produce el arco, haciendo girar este y favoreciendo su enfriamiento. Es una técnica muy utilizada en interruptores automáticos y contactores de AT con SF6. También se utilizaba con aire, pero las grandes dimensiones que las distancias en aire exigían han hecho que en la actualidad no se construyan salvo en SF6. Por último en la Figura 8.11 se representan los símbolos de los distintos tipos de interruptores marcados en los esquemas eléctricos de las celdas y aparatos.

Aparatos de maniobra de circuitos

INTERRUPTOR

INTERRUPTOR-SECC ION ADOR

223

INTERRUPTOR AUTOMÁTICO

Figura 8.11. Esquemas de representación de interruptores.

La norma de aplicación a interruptores es la UNE-EN 60265 [6], a los interruptores automáticos es la UNE 21081 [3] y a los contactores de alta tensión es la UNE 20149 [2], Para los interruptores automáticos de alta tensión existen además sistemas de detección y disparo necesarios para su funcionamiento (relés de protección) y cuya función ya fue descrita en el Capítulo 6, dedicado a las faltas simétricas. El sistema en su conjunto consta de diferentes elementos de medida y señal, además del interruptor propiamente dicho, que es el encargado de realizar la función de corte. La Figura 8.12 muestra un ejemplo donde se representan los diferentes elementos del sistema.

Figura 8.12. Esquema del sistema de detección y corte de un interruptor automático (por cortesía de Merlín Gerín).

8.4.

Características asignadas aplicables a la aparamenta

Las características asignadas comunes para los seccionadores e interruptores, incluyendo los dispositivos de mando y el equipo auxiliar, se elegirán de entre las siguientes: ■ Tensión asignada. ■ Nivel de aislamiento asignado. ■ Frecuencia asignada. ■ Intensidad asignada en servicio continuo. ■ Intensidad admisible de corta duración asignada. ■ Valor de cresta de la intensidad admisible asignada.

222

Tecnología eléctrica

■

Duración admisible asignada de la intensidad de cortocircuito (duración de cortocircuito asignada). ■ Poder de corte asignado. ■ Poder de cierre asignado. ■ Tensión asignada de alimentación de los dispositivos de cierre y de apertura y de los circuitos auxiliares. ■ Frecuencia asignada de alimentación de los dispositivos de cierre y de apertura y de los circuitos auxiliares. ■ Presión asignada de alimentación de gas comprimido para la maniobra. ■ Zona de contacto asignada. ■ Esfuerzos mecánicos asignados sobre los bornes. Estos valores son los que deben ser suministrados por el fabricante del aparato de maniobra y deben corresponder a los cálculos de tensiones y corrientes del circuito al que vayan destinados. Se pasan a describir las características eléctricas más importantes Tensión asignada

La tensión asignada indica el límite superior de la tensión más elevada de la red para la cual esta prevista la aparamenta. Este valor no tiene en cuenta las variaciones transitorias debidas, por ejemplo, a maniobras en la red, ni a las variaciones por condiciones anormales, como fallos y averías. A continuación, se indican los valores normativos de la tensión asignada en alta tensión: ■ Para las tensiones asignadas inferiores o iguales a 72,5 kV son: 3,6: 7,2; 12; 17,5; 24; 36; 52 y 72,5 kV. ■ Para tensiones asignadas superiores a 72.5 kV son: 100; 123: 145; 170; 245; 300; 362; 420; 525 y 765 kV. Nivel de aislamiento asignado

El nivel de aislamiento asignado de un aparato de conexión se elegirá entre los valores indicados en la Tabla 7.1 del capítulo anterior, correspondientes a las condiciones atmosféricas normales de referencia (temperatura, presión, humedad) dependiendo de las tensiones asignadas. ■ Tensiones asignadas hasta 245 kV inclusive: la elección entre las listas 1 y 2 de cada tensión deberá hacerse considerando el grado de exposición a las sobretensiones del rayo y de la maniobra, el tipo de puesta a tierra de neutro a red. y en su caso, el tipo de protección contra sobretensiones. ■ Tensiones asignadas mayores o iguales a 300 kV: las tensiones se elegirán tomando las tensiones soportadas a impulsos tipo rayo y a tipo maniobra de la misma línea. Frecuencia asignada

El valor normal de la frecuencia asignada a los aparatos de conexión tripolares es 50 Hz. Intensidad asignada en servicio continuo

Intensidad asignada en servicio continuo de un aparato de conexión es el valor eficaz de la corriente que es capaz de soportar indefinidamente en las condiciones prescritas de empleo y funcionamiento. Conviene elegir los valores de las corrientes asignadas en servicio continuo de la siguiente serie R10 de la CEI 59 (UNE-EN 60059) [4]: 1; 1,25; 2; 2,5; 3,15; 4; 5; 6,3; 8 A y sus múltiplos de 10.

Aparatos de maniobra de circuitos

223

El calentamiento de cualquier parte de un aparato con una temperatura ambiente inferior a 40ºC no deberá superar los valores establecidos en las normas de aplicación de cada aparato. Esta característica no es aplicable a seccionadores de puesta a tierra. Intensidad admisible asignada de corta duración

Es el valor eficaz de la corriente que puede soportar un aparato mecánico de conexión en posición de cierre durante un corto período de tiempo especificado (cortocircuito) y en las condiciones prescritas de empleo y funcionamiento. Conviene elegir el valor normal de la intensidad asignada de corta duración admisible en la serie RIO y este valor debe ser compatible con cualquier otra característica de cortocircuito asignada especificada para el aparato mecánico de conexión. Valor de cresta de la intensidad admisible asignada

Es el valor de pico de la intensidad de la primera oscilación de gran amplitud de la corriente de corta duración admisible que un aparato mecánico de conexión puede soportar en las condiciones prescritas de empleo y funcionamiento. El valor normal de cresta de la intensidad admisible es igual a 2,5 veces el valor de la intensidad de corta duración admisible en equipos de alta tensión, tal como se deduce de lo indicado en la Figura 6.6. Duración de cortocircuito asignada

Es el intervalo de tiempo durante el cual un aparato mecánico de conexión, en posición de cierre, puede soportar la intensidad asignada de corta duración admisible. El valor normal de la duración de cortocircuito asignada es de 1 s. Si es necesario un valor superior a 1 s, se recomienda el valor de 3 s. Poder de corte asignado

El poder de corte es la aptitud que posee un aparato de maniobra de circuitos para interrumpir la corriente. Tanto para las corrientes normales de operación del circuito (interruptores), como para las corrientes de cortocircuito (interruptores automáticos), el poder de corte se expresa en valor eficaz. Poder de cierre asignado

El poder de cierre de un aparato de maniobra es la capacidad que tiene el aparato para establecer la corriente sin destrucción. Para las corrientes normales de operación del circuito (interruptores), el poder de cierre se expresa en valor eficaz. Para las corrientes de cortocircuito (interruptores, interruptores automáticos y seccionadores de puesta a tierra) el poder de cierre se corresponde con el valor de cresta de la corriente asignada en cortocircuito.

8.5.

Ejemplos de cálculo para la selección de aparatos

La correcta elección de los aparatos de maniobra en un centro de transformación mediante sus características asignadas requiere conocer ciertos parámetros del circuito en el que van a ser instalados. Los siguientes dos ejemplos permiten dar una idea del procedimiento a seguir.

224

Tecnología eléctrica

EJEMPLO 8.1 Un centro de transformación en una industria alimenta cuatro cargas en baja tensión, dos de ellas son motores síncronos trifásicos de elevada potencia de 400 V 3~ y 300 kVA, con reactancia subtransitoria del 15% y las otras dos son hornos trifásicos resistivos de 600 kW a 400 V 3~. El centro incorpora un transformador de 20/0,4 kV, 2.5 MVA y tensión de cortocircuito del 6%. La línea de media tensión de 20 kV, en anillo, que alimenta el transformador, es aérea y tiene una potencia de cortocircuito de 250 MVA. El esquema del centro es el de la Figura 8.13. Se desean determinar las características eléctricas asignadas fundamentales para la elección de los interruptores-seccionadores de las celdas de línea, seccionadores de puesta a tierra de las celdas de línea y protección, e interruptor automático necesarios para la maniobra del centro propuesto. SOLUCIÓN

Tensión asignada

Para obtener las características asignadas debe procederse a analizar los valores de tensión e intensidad aplicables en cada punto del sistema, tanto en condiciones normales como de fallo. Si la línea es de 20 kV la tensión asignada mínima correspondiente será 24 kV según escalones normalizados del margen I, serie I, indicados en la Tabla 7.1. Nivel de aislamiento asignado

Según tabla de asignación de nivel de aislamiento del margen I serie I, la tensión soportada de corta duración a frecuencia industrial entre partes activas y tierra es 50 kV y en la distancia de seccionamiento es 60 kV. En cuanto al nivel de aislamiento asignado a impulsos tipo rayo, hay que elegir entre las dos listas, en función de si la línea es aérea o subterránea, de si existen protecciones contra sobretensiones (pararrayos) y del régimen de neutro en el transformador de la línea de media tensión. Al ser la línea aérea se eligen los valores más elevados, 125 kV entre partes activas y tierra y en la distancia de seccionamiento, 145 kV. Frecuencia asignada

50 Hz. Intensidad asignada en servicio continúo

Aunque se dispone de las potencias de las cargas conectadas en el transformador y se podría calcular la intensidad necesaria para alimentarlas, es necesario dimensional' los aparatos de maniobra considerando las potencias máximas de los transformadores en los que se van a instalar, dado que la corriente en las cargas pueden variar debido a variaciones de tensión o a aumentos de carga en el tiempo, que supondría tener que redimensionar los aparatos. Por otro lado, la serie R10 reparte las intensidades asignadas en escalones, de los cuales, los normalmente utilizados en los aparatos de maniobra en centros de transformación son 100, 200, 630, 800, 1250 y 2500 A. Para este caso se tiene 2,5 MVA con lo que:

Y se toma como intensidad asignada en servicio continuo el valor inmediatamente superior de la serie R10: Ir= 100 A

Aparatos de maniobra de circuitos

Figura 8.13. Esquema de centro de transformación del Ejemplo 8.1.

225

226

Tecnología eléctrica

Nota: El Reglamento sobre Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación establece un valor mínimo de intensidad de servicio continuo para la aparamenta de 200 A. pero se toma aquí el valor 100 A por corresponder con los cálculos. Intensidad admisible de corta duración asignada

Al igual que en el caso de la intensidad asignada en servicio continuo, la intensidad admisible de corta duración se clasifica en escalones dentro de la serie R10. En media tensión los habituales son: 8. 12,5, 16, 20 y 25 kA. Si la potencia de cortocircuito es de 250 MVA, la corriente de cortocircuito más desfavorable en la parte del circuito donde se sitúan los aparatos de maniobra corresponderá a un cortocircuito trifásico a la salida de los interruptores, donde: 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐 =

250·106

√3·20·106

= 7217 A

Tomando el valor inmediatamente superior de la serie R10 se obtiene la intensidad admisible de corta duración asignada: Iccr = 8 kA Valor de cresta de la intensidad admisible asignada

En este caso tanto el valor asignado como el calculado es 2,5 veces los valores obtenidos anteriormente. Ipcc = 2.5Icc = 2.5 · 7217 = 18042.5 A El valor de cresta de la intensidad admisible asignada es el valor de la serie R10 correspondiente: Ipccr = 20 kA Poder de corte asignado

Para el interruptor automático el poder de corte se corresponde con la intensidad admisible de corta duración. Los interruptores-seccionadores tendrán un poder de corte igual a la intensidad asignada de servicio continuo y a los seccionadores de puesta a tierra no se les asigna poder de corte Poder de cierre asignado

Para el interruptor automático y el seccionador de puesta a tierra, el poder de cierre asignado es el correspondiente al valor de cresta de la intensidad admisible asignada. El interruptor-seccionador tiene poder de cierre asignado igual a la intensidad asignada de servicio continuo. En conclusión: INTERRUPTORES-SECCIONADORES Y SECCIONADORES (IS1, IS2 Y SST3) ■ ■

Tensión asignada: 24 kV. Nivel de aislamiento asignado: • A tensión soportada a frecuencia industrial de corta duración: o o

Entre fase y tierra: 50 kV. En el seccionamiento: 60 kV.

• A tensión soportada tipo rayo: o

Entre fase y tierra: 125 kV.

Aparatos de maniobra de circuitos

o ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■

227

En el seccionamiento: 145 kV.

Frecuencia asignada: 50 Hz. Intensidad asignada en servicio continuo: 100 A. Intensidad admisible de corta duración asignada: 8000 A. Valor de cresta de la intensidad admisible asignada: 20 kA. Duración admisible asignada de la intensidad de cortocircuito: 1 s. Poder de corte asignado: 100 A (no aplicable a seccionador). Poder de cierre asignado: 20 kA.

SECCIONADORES DE PUESTA A TIERRA (ST1, ST2, ST3 y SST3) ■

Tensión asignada: 24 kV.

■

Nivel de aislamiento asignado: • A tensión soportada a frecuencia industrial de corla duración: o

Entre fase y tierra: 50 kV.

o

En el seccionamiento: 50 kV.

• A tensión soportada tipo rayo:

■ ■ ■ ■ ■ ■ ■

o

Entre fase y tierra: 125 kV.

o

En el seccionamiento: 125 kV.

Frecuencia asignada: 50 Hz. Intensidad asignada en servicio continuo: No aplicable. Intensidad admisible de corta duración asignada: 8000 A. Valor de cresta de la intensidad admisible asignada: 20 kA. Duración admisible asignada de la intensidad de cortocircuito: 1 s. Poder de corte asignado: No aplicable. Poder de cierre asignado: 20 kA.

INTERRUPTOR AUTOMÁTICO (IA3) ■

Tensión asignada: 24 kV.

■

Nivel de aislamiento asignado: • A tensión soportada a frecuencia industrial de corta duración: o

Entre fase y tierra: 50 kV.

o

En el seccionamiento: No aplicable.

• A tensión soportada tipo rayo:

■ ■ ■ ■ ■ ■ ■

o

Entre fase y tierra: 125 kV.

o

En el seccionamiento: No aplicable.

Frecuencia asignada: 50 Hz. Intensidad asignada en servicio continuo: 100 A. Intensidad admisible de corta duración asignada: 8000 A. Valor de cresta de la intensidad admisible asignada: 20 kA. Duración admisible asignada de la intensidad de cortocircuito: 1 s. Poder de corte asignado: 8000 A. Poder de cierre asignado: 20 kA.

EJEMPLO 8.2 En el centro de transformación de la industria anterior se modifican los circuitos que alimentan las cargas, de manera que los motores, por un lado, y cargas resistivas, por el otro, se alimentan con dos transformadores de distribución independientes e iguales de 20/0,4 kV; 1,6 MVA y tensión de

228

Tecnología eléctrica

cortocircuito de 6%, que parten de la misma línea de media tensión anterior. Se trata de determinar, otra vez, las características eléctricas asignadas fundamentales para la elección de los interruptoresseccionadores de las celdas de línea y de las de protección individual de los transformadores de distribución, seccionadores de puesta a tierra de las celdas de línea y de protección, del seccionador e interruptor de la celda de protección general y de los interruptores automáticos en las celdas de protección, según el esquema mostrado en la Figura 8.14.

Figura 8.14. Esquema de centro de transformación del Ejemplo 8.2.

Aparatos de maniobra de circuitos

229

SOLUCIÓN En principio puede parecer que las características asignadas a los nuevos interruptores-seccionadores e interruptores automáticos de las celdas de protección de los transformadores de distribución (5 y 6) sean iguales a las obtenidas anteriormente para las celdas de línea (1 y 2) y para la celda de protección general de la acometida (3), pero antes debe hacerse un análisis en detalle del circuito para poder determinar la condición más desfavorable de cortocircuito en cualquier punto. En este caso, si se analiza el esquema eléctrico de la instalación, se puede comprobar que el cortocircuito trifásico en la salida de los interruptores automáticos de la celda (5) del transformador que alimenta las cargas resistivas (véase Figura 8.14), dará lugar a una corriente que será la suma de la aportada por la red de media tensión en condiciones de cortocircuito y la de los motores conectados en paralelo a través del otro transformador, ya que como se indica en el cálculo de cortocircuitos en instalaciones, tratado en el Apartado 6.2.3, los motores de gran potencia tienen un comportamiento en condiciones de cortocircuito similar al de los generadores síncronos. Se puede observar también que la condición más desfavorable sólo se da en dicho punto, pues en el resto de aparatos de maniobra, el cortocircuito equivaldría únicamente al cortocircuito de la red de alimentación, pues la corriente generada por los motores circularía aguas abajo de estos por el propio defecto. En cambio en el circuito principal de la celda (5) circulará la suma de las intensidades de cortocircuito de la red y de los motores. El esquema equivalente del circuito, en valores por unidad, en condiciones de cortocircuito en la celda de protección del transformador que alimenta las cargas resistivas (5) se representa en la Figura 8.15. En ella se puede observar que el cortocircuito que se está considerando se representa con un interruptor S1 que se cierra. Por otro lado la red se ha representado, para estas condiciones, como un generador de tensión igual a la que corresponde al instante anterior al fallo, que por simplicidad del ejercicio se considera igual a la nominal (20 kV), en serie con la impedancia que proporciona la potencia de cortocircuito igual a la facilitada en el enunciado, que es un dato que proporciona la compañía de suministro de energía. Suponiendo que es una reactancia pura su valor se obtiene por:

Nótese que la reactancia calculada nada tiene que ver con la reactancia de la línea, dado que lo que representa es el equivalente de la red eléctrica en condiciones de cortocircuito.

Figura 8.15. Esquema equivalente del circuito del ejemplo en cortocircuito.

230

Tecnología eléctrica

Figura 8.16. Reactancias del circuito del Ejemplo 8.2.

Del esquema se puede calcular la comente de cortocircuito por medio del método del equivalente Thévenin ya descrito en el cálculo de cortocircuitos. Además se despreciará en el cálculo el valor de la corriente normal anterior al fallo, al ser de valor muy inferior a los valores previstos en cortocircuito. El análisis en valores por unidad se realiza tomando como base la potencia de los transformadores ST = 1,6 MVA (Figura 8.16). Se obtiene la corriente buscada mediante: 𝑍𝑍̅𝑡𝑡ℎ =

̅ = 𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐5

1

1 1 + 𝑗𝑗0,064 𝑗𝑗0,06+𝑗𝑗0,4

𝑈𝑈 𝑍𝑍�𝑇𝑇ℎ

=

Icc5 = 7326 A

1

𝑗𝑗0,063

= j0,063 p.u.

= – j158,6 p.u.

Si se compara el valor obtenido con el correspondiente del ejemplo anterior, se comprueba que la diferencia es insignificante, lo que indica que la corriente aportada por los motores al punto de la red de media tensión en que se produce el cortocircuito es muy pequeña. La razón fundamental de esto es que la potencia nominal de los motores es muy inferior a la nominal de la red en dicho punto. Pero lo anteriormente calculado, que es normal en media tensión, no es así en todos los puntos del sistema. Si se hace el cálculo en el lado de baja tensión del transformador del Ejemplo 8.1 se puede comprobar que, en las protecciones en baja tensión de las cargas resistivas, la corriente de cortocircuito aportada por los motores puede ser un porcentaje, de la total de cortocircuito en baja tensión, netamente superior al porcentaje obtenido en el lado de alta tensión de este ejemplo, tal como se desarrollará en el Capítulo 11, relativo a protecciones contra sobretensiones y sobreintensidades. Las características asignadas de los interruptores-seccionadores y de los interruptores automáticos son entonces iguales a las descritas para el Ejemplo 8.1, salvo en lo relativo a la intensidad asignada en servicio continuo y poder de corte asignado para los interruptores-seccionadores de las celdas de línea, IS1 e IS2, cuyos valores dependerán de la potencia asignada a la red de media tensión y que será un dato a suministrar por la compañía distribuidora o que se determinará a partir de la intensidad máxima admisible por los conductores del anillo de media tensión. Para el seccionador e interruptor de la celda de protección general (3) las características son: SECCIONADOR (S3) ■ ■

Tensión asignada: 24 kV. Nivel de aislamiento asignado: • A tensión soportada a frec. industrial de corta duración: o Entre fase y tierra: 50 kV.

Aparatos de maniobra de circuitos

o

231

En el seccionamienlo: 60 kV.

• A tensión soportada tipo rayo: o o ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■

Entre fase y tierra: 125 kV. En el seccionamienlo: 145 kV.

Frecuencia asignada: 50 Hz. Intensidad asignada en servicio continuo: 100 A. Intensidad admisible de corta duración asignada: 8000 A. Valor de cresta de la intensidad admisible asignada: 20 kA. Duración admisible asignada de la intensidad de cortocircuito: 1 s. Poder de corte asignado: No aplicable. Poder de cierre asignado: No aplicable.

INTERRUPTOR (IS ) ■ ■

Tensión asignada: 24 kV. Nivel de aislamiento asignado: • A tensión soportada a frec. industrial de corta duración: o o

Entre fase y tierra: 50 kV. En el seccionamiento: No aplicable.

• A tensión soportada tipo rayo: o o ■ ■ ■ ■ ■ ■ ■

8.6.

Entre fase y tierra: 125 kV. En el seccionamiento: No aplicable.

Frecuencia asignada: 50 Hz. Intensidad asignada en servicio continuo: 100 A. Intensidad admisible de corta duración asignada: 8000 A. Valor de cresta de la intensidad admisible asignada: 20 kA. Duración admisible asignada de la intensidad de cortocircuito: 1 s. Poder de corte asignado: 100 A. Poder de cierre asignado: 20 kA.

Bibliografía

[1]

Reglamento sobre Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación.

[2]

UNE 20149:1980. Contactores de corriente alterna para A.T. AENOR.

[3]

UNE 21081:1994. Interruptores automáticos de corriente alterna para A.T. AENOR.

[4]

UNE-EN 60059. Valores normalizados por CEI para la intensidad de corriente eléctrica. AENOR.

[5]

UNE-EN 60129:1996. Seccionadores y seccionadores de puesta a tierra de corriente alterna. AENOR.

[6]

UNE-EN 60265-1. Interruptores de A.T. Parte 1: Interruptores de A.T. para tensiones asignadas superiores a 1 kV e inferiores a 52 kV. AENOR.

[7]

UNE-EN 60694. Estipulaciones comunes para las normas de aparamenta de A.T. AENOR.

9 Capítulo

TRANSFORMADORES DE POTENCIA Y DE DISTRIBUCIÓN

Una de las máquinas eléctricas más importantes y que más ha contribuido al desarrollo de los sistemas eléctricos es el transformador. El transformador es una máquina estática, por tanto sin partes móviles, que transmite potencia eléctrica entre sus terminales modificando sus niveles de tensión y de intensidad, con unas pérdidas muy pequeñas. Se encuentra prácticamente en todas las instalaciones y equipos eléctricos y su tamaño es muy variado, desde los grandes transformadores de potencia de varios cientos de MVA que hay en las centrales eléctricas, hasta los pequeños transformadores que se encuentran en cualquier aparato electrodoméstico. En los sistemas eléctricos, gracias al transformador la energía eléctrica producida en las centrales es transformada (de ahí su nombre) elevando su tensión y disminuyendo, en la misma proporción, su corriente para ser inyectada en la red de A.T. Esta transformación permite el transporte de la energía eléctrica a larga distancia con pequeñas pérdidas en el sistema y con un considerable ahorro de material en los conductores y en la red. Al llegar a los puntos de consumo, mediante otros transformadores se realiza el proceso contrario al ir disminuyendo la tensión, y aumentando en consecuencia la corriente, en sucesivos escalones de acuerdo a los niveles de tensión de las redes de distribución y de los distintos consumidores. Esos transformadores que se encuentran en el sistema eléctrico son los denominados transformadores de potencia y de distribución. Su importancia dentro de cualquier sistema eléctrico justifica su estudio en un capítulo específico.

9.1 Clasificación de transformadores Como se ha indicado, un transformador es una máquina eléctrica estática que, por acoplamiento magnético, trasmite una potencia eléctrica entre sus terminales de entrada y de salida, modificando los valores de la tensión y de la intensidad que hay en ellos conforme a una razón constante denominada relación de transformación, r,. En el Capítulo 3 se describió brevemente el principio de funcionamiento del transformador, así como los circuitos eléctricos que se utilizan para su modelado y representación en el sistema.

234

Tecnología eléctrica

La clasificación más básica de los transformadores se realiza conforme a su función dentro de un sistema o de un equipo eléctrico o electrónico lo que, a su vez, determina su diseño y su construcción. Así, los transformadores se clasifican en:  Transformadores de potencia. Tienen como función la transmisión de potencia desde una red a una cierta tensión a otra u otras de diferente tensión. La potencia que transmite puede ser muy elevada, de decenas o cientos de MVA como, por ejemplo, los grandes transformadores de las subestaciones de las redes de alta tensión. Dentro de los transformadores de potencia, para potencias menores de 2,5 MVA, se distinguen los transformadores de distribución que corresponden a aquellos que conectan redes de media tensión con redes de baja o entre redes de media tensión y son los que se encuentran, por ejemplo, en los centros de transformación.  Autotransformadores. Son un tipo de transformador especial en el que sus devanados tienen una parte común (de hecho se trata de un arrollamiento continuo con una toma intermedia), por lo que la transmisión de potencia se realiza tanto por acoplamiento magnético como por continuidad del circuito eléctrico. Debido a que sus arrollamientos no están eléctricamente aislados, los autotransformadores se utilizan sólo en determinados casos en los que la diferencia entre las tensiones de sus devanados es pequeña (generalmente inferior al 10%). Se obtiene como ventaja un ahorro de material y un mejor rendimiento, aunque presenta como principal inconveniente esa falta de aislamiento eléctrico entre sus terminales de entrada y de salida.  Transformadores de medida. Son un tipo especial de transformadores utilizados para adaptar los valores de las magnitudes a medir, por ejemplo, una tensión o una intensidad de una red de alta tensión, a los valores mucho menores que requieren los aparatos conectados a ellos (instrumentos de medida, contadores, relés de protección, etc.), asegurando además el aislamiento eléctrico que garantice la seguridad del personal que trabaja con esos aparatos. Se distingue entre transformadores de intensidad y transformadores de tensión, según la magnitud a medir, siendo la principal característica de este tipo de transformadores la linealidad y la precisión en la transformación.  Transformadores de pequeña tensión. Se trata de transformadores en su gran mayoría monofásicos, de pequeña potencia y que transforman distintos niveles de tensión de B.T. Como ejemplo de este tipo de transformadores se pueden considerar los que se utilizan y encuentran en muchos electrodomésticos.  Transformadores para aplicaciones especiales. Corresponden a transformadores diseñados con características especiales definidas por su utilización principalmente en aplicaciones electrónicas o en telecomunicaciones, como por ejemplo los transformadores trifásicos-hexafásicos o dodecafásicos y los transformadores de alta frecuencia. Por su importancia en los sistemas eléctricos, como ya se ha indicado, en este capítulo sólo se aborda el estudio de los transformadores de potencia y de distribución. Para los lectores interesados en algún aspecto relativo de los otros tipos de transformadores les remitimos a otros libros más específicos sobre transformadores y máquinas eléctricas como, por ejemplo, [1], [2], [3] y [4] incluidos como referencias al final de este capítulo.

Transformadores de potencia y de distribución

9.2.

235

Transformadores de potencia

Los transformadores de potencia, como se ha indicado en la clasificación anterior, transfieren grandes cantidades de potencia entre redes de A.T. o entre redes de A.T. a M.T. y viceversa. Generalmente se encuentran instalados en las subestaciones eléctricas de la red de transporte y distribución y en las subestaciones de salida de las centrales. Pueden ser trifásicos o, para potencias mayores, formar un conjunto de tres unidades monofásicas denominado banco de transformadores (Figura 9.1, obsérvense las pantallas de separación que se construyen entre ellos para evitar que proyecciones de aceite u otro material de uno puedan afectar al resto). En cuanto a su potencia, puede ser de varias decenas o de cientos de MVA con un límite inferior de 2500 kVA, por debajo del cual se denominan transformadores de distribución.

Figura 9.1. Transformador monofásico de un banco de transformadores de la subestación de salida de una central eléctrica (por cortesía de REE).

236

Tecnología eléctrica

9.2.1.

Aspectos constructivos

Definiciones

En general, un transformador de potencia está formado por dos arrollamientos, denominados devanados, que están conectados cada uno de ellos en paralelo a una red eléctrica de distinta tensión. Los devanados están separados eléctricamente pero son atravesados por un mismo flujo magnético, común a ambos, que se cierra a través de un núcleo de un material ferromagnético de baja reluctancia sobre el que los dos devanados están arrollados. Considerando las tensiones de las dos redes o sistemas a los que está conectado el transformador, se denomina devanado de alta tensión o, simplemente, devanado de alta al que está conectado a la tensión mayor y devanado de baja tensión o devanado de baja al otro, independientemente de que los valores de las tensiones correspondan a los niveles definidos como alta, media o baja tensión. Considerando el sentido de la transmisión de potencia, se denomina devanado primario o de entrada al que en las condiciones de servicio recibe la potencia activa desde la red de alimentación y devanado secundario o de salida al que la cede. Así, en ocasiones el devanado primario es el de baja tensión (en los transformadores elevadores, como por ejemplo los que están en la salida de las centrales eléctricas) y en otras el primario es el devanado de alta tensión (en los transformadores reductores, como por ejemplo los situados en un centro de transformación de una fábrica para pasar de M.T. a B.T). El núcleo

El núcleo de un transformador constituye el circuito magnético de la máquina y forma un camino cerrado (continuo) de material ferromagnético de baja reluctancia. En los transformadores monofásicos el núcleo tiene una forma aproximadamente cuadrada, de manera que en cada uno de los laterales verticales, llamados columnas, está arrollado un devanado. Las columnas están unidas entre sí, por la parte superior y por la inferior, por las culatas, que cierran así el circuito magnético. El núcleo de los transformadores trifásicos tiene una forma similar pero con tres columnas, de forma que en cada una de ellas se sitúan los dos devanados, de alta y de baja, de una fase. En la Figura 9.2.a se representan estos dos tipos de núcleos. El núcleo magnético está construido mediante chapas magnéticas. Estas chapas son de una aleación de acero con silicio, con un 3% de Si aproximadamente, y actualmente en todos los transformadores se utilizan las denominas chapas de grano orientado o laminadas en frío. En ellas, gracias a la calidad del acero utilizado y al proceso de laminado del material, se consigue que la chapa sea notoriamente anisótropa con una dirección magnética más favorable (la chapa debe cortarse y montarse para formar el núcleo de manera que las líneas de flujo coincidan con esta dirección), lo que permite obtener permeabilidades magnéticas mayores. Para reducir las pérdidas por corrientes parásitas o corrientes de Foucault, las chapas que forman el núcleo tienen un espesor muy pequeño, menor de un milímetro, y están eléctricamente aisladas entre sí. La sección del núcleo en transformadores de pequeña potencia es cuadrada, por motivos económicos de corte de chapa y formación del núcleo, mientras que en los transformadores mayores se recurre a montar conjuntos de chapas de diferentes anchos para conseguir secciones lo más próximas a la circular, tal y como se muestra en la Figura 9.2.b, ya que es la que mejor se ajusta a la forma de los devanados.

Transformadores de potencia y de distribución

237

Figura 9.2. Aspectos constructivos: (a) núcleo monofásico (arriba) y trifásico (abajo), (b) disposición de devanados concéntricos en torno al núcleo.

Los devanados

Los devanados están realizados mediante el arrollamiento de espiras circulares que se instalan alrededor de las columnas del núcleo del transformador, siendo el número de espiras el principal valor de cada devanado. Están constituidas por un material conductor, principalmente cobre, aislado. En los transformadores de menor potencia los conductores son hilos de cobre aislados mediante una capa de barniz y en los de potencia mayor se utilizan pletinas de cobre de sección rectangular aisladas mediante papel o fibra de algodón. Según la disposición de los devanados alrededor de las columnas, en los transformadores trifásicos los devanados pueden ser concéntricos o alternados. En la primera disposición, que se utiliza en la mayoría de los casos, los devanados se construyen mediante arrollamientos concéntricos (formando dos cilindros concéntricos) alrededor de las columnas del núcleo, estando en general el devanado de baja tensión en el interior y el de alta en el exterior, tal y como se representa en la Figura 9.2.b. Para mantener la separación entre los devanados, para su correcta refrigeración y ante los esfuerzos dinámicos que se producen en el caso de que circulen por ellos corrientes elevadas (por ejemplo de cortocircuito), se sitúa entre ellos un cilindro o varias cuñas de material aislante. En la segunda solución los devanados de alta y de baja se arrollan divididos en un cierto número de secciones (denominadas discos o galletas) que al montarlas en la columna se van alternado, de abajo a arriba y unas a continuación de otras, intercalando discos aislantes entre ellas. Las perdidas en el transformador se deben principalmente a las potencias disipadas en los devanados y en el núcleo. Esta potencia se transforma en calor que hace que el transformador se caliente y que, por lo tanto, es necesario extraer. Para ello se puede utilizar como medios refrigerantes el aire o el aceite, que han de circular en contacto con los devanados y el núcleo.

238

Tecnología eléctrica

Figura 9.3. Transformador trifásico de 10 MVAr, 66/20 kV. Refrigeración

Para transformadores de media y baja potencia es suficiente la refrigeración por aire. Para los de potencia mayor el núcleo y los devanados se sumergen dentro de una cuba o caja llena de un fluido refrigerante, que pueden ser aceites minerales y aceites de siliconas, que ofrece unas mejores características térmicas (mejor conductividad térmica y mayor calor específico) y eléctricas (mayor rigidez dieléctrica). En este caso el fluido refrigerante también realiza funciones de aislante eléctrico. Estas dos posibilidades de refrigeración permiten clasificar los transformadores de potencia en: ■ Transformadores en seco, que son los que están refrigerados por aire. ■ Transformadores en baño de aceite, sumergidos en aceite o sumergidos en líquido refrigerante, que son aquellos cuyo núcleo y devanados están sumergidos en aceite (denominado, en general, líquido refrigerante) dentro de la cuba. El refrigerante evacúa el calor al exterior mediante aletas y radiadores situados en la parte externa de la cuba (Figura 9.3). que lo enfrían gracias a la circulación de aire por convección natural o forzada mediante ventiladores.

Transformadores de potencia y de distribución

9.2.2.

239

Normativa aplicable y placa de características

Las normas y especificaciones técnicas que han de cumplir los transformadores de potencia, incluidos los de distribución, se encuentran recogidas en las normas de la serie UNE-EN 60076 [12] (antiguamente UNE 20101). Para los transformadores de distribución del tipo sumergido en aceite existe otro conjunto de normas obligatorias y complementarias a las anteriores que son las que corresponden a la serie UNE 21428 [10] (incluidas en el Reglamento de Centrales, Subestaciones y Centros de Transformación, aunque AENOR las ha sustituido por la serie UNE 21428). Para los transformadores del tipo seco existe, análogamente, la serie de normas UNE 20178 [7] que, sin embargo, no son obligatorias sino solamente recomendaciones técnicas. Los principales valores constructivos y de funcionamiento del transformador deben ser datos conocidos. Por norma se establece que todos los transformadores deben tener una placa de características que sea de un material resistente, debe estar fijada en un lugar visible y en ella, de forma indeleble, deben incluirse al menos las siguientes indicaciones: ■ Tipo de transformador. ■ Número de norma. ■ Nombre del fabricante. ■ Número de serie del fabricante. ■ Año de fabricación. ■ Número de fases. ■ Potencia asignada (o potencias asignadas). ■ Frecuencia asignada. ■ Tensiones asignadas. ■ Corrientes asignadas. ■ Símbolo de acoplamiento. ■ Impedancia de cortocircuito. ■ Tipo de refrigeración y potencia asociada. ■ Masa total. ■ Masa del líquido aislante. ■ Regímenes asignados de funcionamiento.

9.2.3.

Parámetros asignados

Tensión asignada

Se denomina tensión asignada de un transformador Ur a la tensión aplicada u obtenida cuando funciona en vacío. En los transformadores trifásicos la tensión asignada es, por tanto, una tensión de línea. En los transformadores monofásicos es la tensión en sus devanados. De esta forma, en los transformadores monofásicos que forman un banco de transformadores, si están conectados en triángulo es la tensión de línea, pero si están conectados en estrella es la tensión de fase correspondiente (es decir, la de línea dividida por \/3). Potencia asignada

La potencia asignada Sr se define como la potencia aparente que es capaz de transmitir en régimen permanente cuando el devanado primario se alimenta a la tensión asignada y en el

240

Tecnología eléctrica

secundario se conecta una carga tal que consume una corriente igual a la intensidad asignada. En estas condiciones de funcionamiento permanente el transformador debe tener unas pérdidas y un calentamiento por debajo de los valores límites normalizados, que vienen dados en función del tipo de refrigeración. Conforme a esta definición, la potencia asignada incluye tanto la potencia entregada a la carga, ya que la corriente que sale por el secundario es igual a la intensidad asignada, como la potencia, activa y reactiva, consumida por el propio transformador, ya que se indica que el primario debe estar alimentado a la tensión asignada1. Corriente asignada

La corriente asignada, Ir, se define a partir de los dos parámetros anteriores. Así, para un transformador trifásico la corriente asignada es: 𝐼𝐼𝑟𝑟 =

𝑆𝑆𝑟𝑟

(9.1)

√3𝑈𝑈𝑟𝑟

Impedancia de cortocircuito

La impedancia de cortocircuito de un transformador se define como la impedancia serie medida en uno de los devanados estando el otro cortocircuitado. La medida se debe hacer a la frecuencia asignada y a la temperatura ambiente de referencia y si se realiza en el primario (por tanto, con el secundario cortocircuitado) se la denomina impedancia de cortocircuito o impedancia serie referida al primario. Para un transformador trifásico el valor de la impedancia serie corresponde a la de su circuito monofásico equivalente fase-neutro, es decir, es la impedancia de fase correspondiente a su conexión en estrella equivalente. La impedancia de cortocircuito se expresa en ohmios. Sin embargo, es más habitual expresarla en tanto por ciento o en valor por unidad, utilizando como impedancia base la correspondiente a la potencia asignada y a la tensión asignada del transformador: 𝑍𝑍𝑐𝑐𝑐𝑐

Zcc [en%] = 100 ·

𝑍𝑍𝑏𝑏

(9.2)

siendo Zb =

𝑈𝑈𝑟𝑟2

(9.3)

𝑆𝑆𝑟𝑟

El valor de la impedancia de cortocircuito expresada en tanto por ciento o en valor por unidad, coincide con el valor de la tensión de cortocircuito (tensión aplicada durante el ensayo de cortocircuito en condiciones nominales) respecto a la tensión asignada del devanado: ucc [en%] = 100·

1

𝑍𝑍𝑐𝑐𝑐𝑐 𝐼𝐼𝑟𝑟

𝑈𝑈𝑟𝑟 /√3

(9.4)

Esta aclaración es importante para evitar posibles confusiones, ya que difiere de la definición americana dada por la norma ANSIAF.EE c57.12.00 que establece que la potencia asignada es la que el transformador puede entregar a la salida a la tensión asignada en el secundario y con una carga con factor de potencia de 0,8. De esta forma, en la potencia asignada no se incluyen las pérdidas del transformador y la tensión en el devanado primario es la asignada del secundario más la caída de tensión en el transformador.

Transformadores de potencia y de distribución

241

El valor de la impedancia de cortocircuito es un parámetro importante para el diseño y la elección de un transformador. Así, cuanto menor sea la impedancia de cortocircuito menor será la caída de tensión en el transformador, pero, por contra, serán mayores las corrientes de falta en el caso de un cortocircuito en el secundario. También es importante a la hora del funcionamiento en paralelo de varios transformadores, como se verá más adelante. Por esas dos razones, la elección de la impedancia de cortocircuito es siempre un compromiso entre ellas. En los transformadores de mayor potencia el criterio que se aplica es el de limitar la corriente en caso de cortocircuito, por lo que el valor de la impedancia de cortocircuito puede estar entre el 8% y el 12%. En los transformadores de distribución, como se verá en el Apartado 9.3 (Tabla 9.1), existe una gama de valores normalizados de impedancia de cortocircuito.

9.2.4.

Sistemas de refrigeración y calentamiento admisible

Los sistemas utilizados para la refrigeración de los transformadores en baño de aceite se clasifican según el siguiente código de cuatro letras: ■ La primera letra corresponde al tipo de líquido aislante utilizado en contacto con los arrollamientos. Existen tres posibilidades: • O: aceite u otro líquido sintético con un punto de inflamación inferior a 300 C (según el método Cleveland ISO 2592). • K: líquido aislante con un punto de inflamación superior a 300 C. • L: líquido aislante con un punto de inflamación no medible. ■ La segunda letra corresponde al modo de refrigeración del líquido aislante y a su circulación en el interior de la cuba. Existen tres posibilidades: • N: el líquido circula de forma natural por efecto de termosifón tanto a través de los arrollamientos como a través de los elementos de refrigeración del transformador (radiadores, serpentines, etc.). • F: el líquido circula de forma natural por efecto de termosifón a través de los arrollamientos y forzada a través de los elementos de refrigeración del transformador. • D: la circulación del líquido es forzada, mediante bombas de recirculación, tanto a través de los arrollamientos como a través de los elementos de refrigeración del transformador. ■ La tercera letra define el medio de refrigeración externo que puede ser aire (A) o agua (W). ■ Y la cuarta letra indica el modo de circulación del medio de refrigeración externo que puede por convección natural (N) o por circulación forzada (F). Así, por ejemplo, un transformador de potencia en cuya placa de características se lee que el tipo de refrigeración es ONAN, indica que el transformador está sumergido en aceite que circula en el interior de la cuba de forma natural, por efecto termosifón, y que se enfría mediante el aire exterior que circula por convección natural. Una información importante a la hora de diseñar o de comprar un transformador y que está muy relacionada con su refrigeración y calentamiento admisible, es el ciclo de carga asignada ya que la carga que debe transmitir el transformador normalmente no será de forma permanente la carga asignada, sino que presenta variaciones temporales. Este dato es importante, sobre todo en transformadores de elevada potencia o que deban alimentar cargas con una alta fiabilidad de funcionamiento. En el caso de que no exista esta especificación, en las normas UNE 20110 [6] y

242

Tecnología eléctrica

Figura 9.4. Detalle de los ventiladores externos de un transformador de potencia trifásico.

UNE 20182 [8] se ofrecen guías para establecer la carga de transformadores de potencia en baño de aceite y secos, respectivamente. En función del ciclo de carga pueden existir dos métodos alternativos de refrigeración, lo que hará que el transformador pueda trabajar con dos potencias máximas según el método que se utilice. Esta posibilidad se indica en la placa de características y en ese caso la potencia asignada del transformador corresponde a la mayor de las potencias máximas a la que puede trabajar conforme al método de refrigeración correspondiente. Por ejemplo, un transformador de potencia en cuya placa de características aparezca que el tipo de refrigeración es ONAN/OFAF, indica que dispone de un conjunto de bombas de recirculación que mueven el aceite dentro de la cuba y de un conjunto de ventiladores externos para evacuar mejor el calor haciendo que la circulación de aire por el exterior sea forzada (Figura 9.4). Tanto las bombas interiores como los ventiladores exteriores entrarán en funcionamiento cuando la carga alcance un determinado valor, lo que permitirá que el transformador trabaje, en el modo correspondiente a OFAF, a una potencia superior que la máxima correspondiente al modo ONAN. En cualquier caso, la potencia asignada del transformador será una y corresponde a la mayor de las dos.

Transformadores de potencia y de distribución

243

En el caso de los transformadores de potencia de tipo seco, el refrigerante es el aire, que está en contacto con los arrollamientos o con el material aislante que los recubre, u otro tipo de gas como, por ejemplo, nitrógeno. En este tipo de transformadores el método de refrigeración también se designa mediante un código de letras, pero se distinguen dos casos, según exista o no una envolvente de protección alrededor del transformador. En el caso de que no haya envolvente o de que el transformador esté colocado dentro de una envolvente que permita la circulación del aire de refrigeración exterior, se utiliza un código formado sólo por dos letras en el que la primera corresponde al medio de refrigeración y que, por lo tanto, será una A (aire) y la segunda indica el tipo de circulación que podrá ser por convección natural (N) o circulación forzada (F). En los demás transformadores de tipo seco se utiliza un código de cuatro letras, en el que las dos primeras corresponden al medio de refrigeración en contacto con los arrollamientos y las dos siguientes al sistema de refrigeración exterior. Así, se tiene: ■ La primera letra corresponde al medio de refrigeración en contacto con los arrollamientos, que puede ser aire (A) o gas (G). ■ La segunda letra indica el tipo de circulación del anterior que puede ser natural (N) o forzada (F). ■ La tercera letra se refiere al medio de refrigeración externo, que en todos los casos es aire (A). ■ La cuarta letra indica el modo de circulación del aire exterior, que puede por convección natural (N) o por circulación forzada (F). Al igual que ocurre con los transformadores en baño de aceite, en los transformadores de tipo seco hay la posibilidad de que existan dos métodos alternativos de refrigeración en función del ciclo de carga. Así, por ejemplo, si en la placa de características se indica que el tipo de refrigeración es GNAN/GNAF significa que se trata de un transformador de tipo seco hermético, con refrigeración interior por nitrógeno, y que dispone en el exterior de unos ventiladores que, cuando se ponen en funcionamiento, hacen que la circulación del aire exterior de refrigeración sea forzada. Los límites de calentamiento de las partes y elementos del transformador se recogen en las normas citadas y se establecen para las condiciones de servicio normales que son estar instalados a una altitud no superior a 1000 m sobre el nivel del mar y que la temperatura del aire exterior no sea superior a 40 °C ni inferior a -25 C. con una temperatura media diaria máxima de 30 C y una temperatura media anual máxima de 20 C. Si se superan dichos límites pueden aparecer puntos calientes en el transformador que deterioran las características térmicas del aislamiento, reduciendo su vida útil. Para altitudes superiores, en las que el aire empieza a enrarecerse, o temperaturas del aire exterior más elevadas, esos límites se corrigen disminuyendo la carga admisible del transformador. Por ejemplo, en un transformador de tipo seco si la temperatura del aire exterior supera el límite máximo entre 5 °C y 10 °C, el calentamiento admisible de los arrollamientos debe reducirse en 10 C, lo que se consigue rebajando la potencia al 85% de la potencia asignada.

9.2.5.

Transformador con tomas

La relación de transformación rt, como se ha indicado, viene dada por las tensiones asignadas de los lados de alta y de baja tensión y corresponde a la relación existente entre el número de

244

Tecnología eléctrica

Figura 9.5. Esquema de un transformador con tomas en el primario.

espiras que tienen sus devanados. Así definida, esta relación es fija. Sin embargo, en ocasiones sería necesario poder variar dicha relación para, por ejemplo, poder mantener la tensión en el secundario del transformador en un determinado valor, independientemente de la carga conectada a él. Esto es posible gracias a las “tomas" que tienen algunos transformadores. Se denominan tomas a los terminales adicionales que existen en un arrollamiento. Así, en un arrollamiento o devanado con tomas, el número efectivo de espiras puede variarse, según la posición de la toma que se elija, variando con ello la relación de transformación. En la Figura 9.5 se representa un transformador con tomas en el primario. Para una toma t dada de un arrollamiento, se define el factor de toma como el cociente entre la tensión en bornes de la toma U, y la tensión asignada del arrollamiento Ur. La tensión en bornes de la toma corresponde a la tensión que se obtendría en ella funcionando el transformador en vacío cuando en el otro devanado (el que no tiene tomas) se aplica su tensión asignada. De esta forma, el factor de toma expresado en tanto por ciento para una toma t dada, se calcula como: 100·

𝑈𝑈𝑡𝑡

𝑈𝑈𝑟𝑟

(9.5)

La toma principal o nominal es la que tiene el factor de toma del 100% y que corresponde, por tanto, a la tensión asignada del arrollamiento. Se define como escalón de tensión a la diferencia de tensión entre dos tomas adyacentes dividida por la tensión asignada, expresada en tanto por ciento. Por último, se denomina rango de tomas o extensión de tomas al margen de variación existente entre la tensión de la toma nominal y las tensiones máxima y mínima ajustables, y se expresa como un porcentaje positivo y negativo de la tensión asignada, respectivamente. En un transformador con tomas, junto a la relación de transformación, se indica el número de tomas y el escalón de tensión, escribiéndolos a continuación de la tensión asignada del devanado. Estas definiciones se aplican en el Ejemplo 9.1.

EJEMPLO 9.1 En un trasformador se indica: 20 kV ±10×l%/420 V. Calcular el número de tomas que hay, la diferencia de tensión entre dos tomas adyacentes, la extensión de tomas y las tensiones máxima y mínima del devanado de alta.

Transformadores de potencia y de distribución

245

SOLUCIÓN En el devanado de alta hay 21 tomas que son: la toma principal, que corresponde a la tensión asignada del devanado de 20 kV, diez tomas por encima de ella y diez tomas por debajo. La diferencia de tensión entre dos tomas adyacentes se calcula mediante la tensión asignada del devanado y el escalón de tensión: 20000 · La extensión de tomas es de:

1

100

= 200 V

±10·1% = ±10% Y, por último, las tensiones extremas del devanado de alta se obtienen a partir de la extensión de tomas y de la tensión asignada del devanado: Umáx1 = 20 + 20 ·

Umin1 = 20 – 20 ·

10

= 22kV

10

= 18kV

100 100

Cuando el número de tomas que hay por encima y por debajo de la toma principal es el mismo, como ocurre en el ejemplo anterior, se dice que las tomas están dispuestas de forma simétrica. Si por algún motivo en el caso del ejemplo anterior sólo hubiera cinco tomas por encima de la principal, se dice que las tomas están dispuestas de forma asimétrica y la designación sería entonces 20 kV +5×1%, – 10×1 %/420 V. En un transformador con tomas el valor de la impedancia de cortocircuito es el que corresponde a la toma principal. La normativa acepta que este valor es válido para todas las tomas cuando la extensión de tomas del devanado es de ±5%; en caso de ser superior se deben indicar también los valores de las impedancias de cortocircuito para las tomas extremas. Una última característica de las tomas es su potencia. Así, se distingue entre tomas de plena potencia, cuando la potencia correspondiente es igual a la potencia asignada del arrollamiento, y tomas de potencia reducida, cuando se pueden utilizar sólo con potencias inferiores a la asignada (en esas tomas la sección del conductor es menor que la del resto del arrollamiento). Aspectos constructivos. El cambiador de tomas

Las tomas pueden estar tanto en el lado de alta tensión como en el de baja. Sin embargo, es habitual disponerlas en el lado de alta tensión por varias razones: en él los conductores son de menor sección y circulan corrientes menores; en los transformadores trifásicos de devanados concéntricos el devanado de alta suele estar en la parte exterior, por lo que es más sencillo el acceso; y, sobre todo, porque se pueden conseguir escalones de tensión más pequeños, ya que el devanado de alta tensión es el que tiene mayor número de espiras y entre dos tomas adyacentes el número de espiras ha de ser siempre un número entero. El paso de una tensión a otra mediante el cambio de tomas se denomina conmutación de tensiones y puede realizarse de dos formas: con el transformador sin tensión o con el transformador en carga. La primera de ellas es la forma más económica ya que los elementos de conmutación son más simples. Para realizar el cambio de toma, el transformador debe estar desconectado, sin

246

Tecnología eléctrica

Figura 9.6. Situación simétrica de las tomas y el proceso de conmutación.

tensión, y hay distintas posibilidades constructivas. Una es llevar los terminales de las tomas hasta un cuadro exterior que, en los transformadores del tipo de baño de aceite, puede estar sobre la tapa de la cuba mediante un juego de aisladores pasatapa. Otra es hacerlo mediante un sistema de conmutación sumergido en el mismo refrigerante de la misma cuba (ya que la conmutación se realiza sin tensión). Sin embargo, lo deseable es poder realizar la conmutación en carga, es decir, circulando por el transformador corriente, para no tener que interrumpir el servicio. En este caso es necesario utilizar un tipo de conmutadores denominados reguladores de tensión en carga. El problema de la conmutación en carga es que al desplazarse los contactos del elemento de conmutación de una toma a la adyacente hay un momento en el que las espiras que hay entre ellas quedan en cortocircuito y como están en tensión aparece una corriente elevada. Para minimizar este problema y la consiguiente degradación del líquido aislante, el regulador de tensión en carga realiza el proceso de conmutación de forma automática dentro de una cámara o vaso en el que éste está sumergido en aceite, diferente al de la cuba del transformador. Un aspecto constructivo importante es la situación de las tomas en el arrollamiento. Deben estar en la parte central del devanado y realizarse la conmutación de forma simétrica hacia los extremos, variando la distancia entre los contactos del elemento de conmutación, tal y como se muestra en la Figura 9.6. Esto hace que haya una simetría en la distribución de corrientes en el devanado de alta que permite eliminar los esfuerzos axiales que, en el caso de que no existir esa simetría, se podrían llegar a producir en los devanados de alta y de baja si circulasen por ellos corrientes elevadas como, por ejemplo, al ocurrir un cortocircuito. Ei transformador con tomas como elemento en la red

El transformador con tomas conectado en un sistema eléctrico permite, mediante la modificación conveniente de sus tomas, controlar la potencia que circula por la línea a la que está conectado y regular la tensión en los nudos próximos.

Transformadores de potencia y de distribución

247

Existen dos tipos de transformadores con tomas según se modifique el módulo o la fase de la tensión. Los primeros se denominan transformadores reguladores del módulo de tensión o, simplemente, transformadores reguladores, ya que son los más habituales en las redes. Por este motivo es a ellos a los que se refiere en este apartado. En principio, el análisis de un sistema eléctrico en el que haya transformadores reguladores se podría realizar exactamente igual a como se hizo y se desarrolló en el Capítulo 5 con los transformadores de relación de transformación fija. Si se hiciese así, como cada vez que se cambia la toma del transformador cambia la relación de transformación, la representación del sistema en el análisis en valores por unidad se debería recalcular conforme a ese cambio; se tendrían que volver a calcular todos los valores por unidad, ya que los valores de las tensiones base (y en consecuencia las impedancias e intensidades base) del sistema en los tramos afectados por el transformador variarían. Como se puede suponer no se procede de esta forma, ya que hacerlo así supondría la pérdida de todas las ventajas que ofrece el análisis en valores por unidad. Para evitar este inconveniente, el transformador regulador se modela como un transformador convencional con la relación de transformación nominal, correspondiente a sus tensiones asignadas, en serie con un transformador ideal de relación de transformación t:1 o 1:t, según las tomas estén en el primario o en el secundario respectivamente. El valor del parámetro t corresponde a la variación producida en la relación de transformación nominal debida al cambio de tomas; así definido, t es un número real, que vale 1 para la toma principal. De esta forma, utilizando el cálculo en valores por unidad y considerando las relaciones de transformación nominales de los transformadores (tal y como se explicó en el Capítulo 5), el transformador regulador se representa mediante un transformador ideal de relación de transformación t:1 o 1:t, con t en el devanado en el que se encuentren las tomas, en serie con su impedancia de cortocircuito conectada en el devanado sin tomas. Para el caso de que las tomas estén en el primario, su circuito equivalente es el que se representa en la Figura 9.7.a. donde 𝑌𝑌�𝑐𝑐𝑐𝑐 es su admitancia de cortocircuito (la inversa de su impedancia de cortocircuito). Analizando por nudos el circuito de la figura se tiene:

(9.6)

que en forma matricial se puede escribir como:

(9.7)

Así, obtenida la matriz de admitancias del circuito equivalente del transformador regulador con tomas en el primario de la Figura 9.7.a. éste se puede sustituir por el cuadripolo de admitancias en “pi" de la Figura 9.7.b. que tiene la misma matriz de admitancias dada en (9.7) y cuyos valores dependen de t. Para el caso de que las tomas estén en el devanado secundario, su circuito equivalente es el que se representa en la Figura 9.8.a. De forma totalmente análoga al caso anterior, analizando

248

Tecnología eléctrica

Figura 9.7. Transformador con tomas en el primario: (a) circuito eléctrico equivalente y (b) circuito equivalente mediante admitancias.

por nudos ese circuito se obtiene:

(9.8)

A partir de la matriz de admitancias del circuito equivalente del transformador regulador con tomas en el secundario de la Figura 9.8.a y conforme a la Expresión (9.8), éste se puede sustituir por el cuadripolo de admitancias en “pi” de la Figura 9.8.b. En ambos casos, se observa que para la toma principal, dado por t=l, el circuito equivalente corresponde simplemente a su rama serie con 𝑌𝑌�𝑐𝑐𝑐𝑐 . Esta representación del transformador con tomas mediante un cuadripolo en “pi" cuyas admitancias dependen de t permite, como se ha indicado, utilizar el análisis en valores por unidad explicado en el Capítulo 5. A partir del diagrama de impedancias y admitancias del sistema se puede calcular la matriz de admitancias de nudo [Ybus] del mismo, en la que los elementos correspondientes a los nudos entre los que esté conectado el transformador con tomas dependerán de t. Por último y como también se ha indicado, uno de los objetivos del transformador con tomas es regular (mantener en un valor) la tensión de un nudo mediante la variación de t. Este objetivo

Figura 9.8. Transformador con tomas en el secundario: (a) circuito eléctrico equivalente y (b) circuito equivalente mediante admitancias.

Transformadores de potencia y de distribución

249

también se puede recoger en el problema del flujo de cargas haciendo que el módulo de la tensión del nudo regulado pase a ser una variable de control y t una variable de estado del problema. EJEMPLO 9.2 A una red de 33 kV se conecta un transformador regulador 33 ±5×l%/6,6 kV, de 1600 kVA y tensión de cortocircuito del 6%, a través de una línea cuya impedancia serie es j3,403 Ω por fase. En el secundario del transformador se conecta una carga trifásica formada por tres impedancias iguales que consume 1200 kW, con un factor de potencia 0,9 inductivo, cuando la tensión es sus bornes es 6,6 kV. Utilizando el análisis en valores por unidad y tomando como valores base los nominales del transformador, se pide: 1. Calcular la tensión y la corriente en la carga, considerando que el transformador está en la toma principal. 2. Para aumentar la tensión en la carga, se mueven tres tomas (3%). En esta situación calcular la tensión la corriente en la carga, considerando que la tensión en la red se mantiene en 33 kV. SOLUCIÓN 1.

Tomando la relación de transformación nominal del transformador 33/6,6 kV y 1600 kVA como potencia base del sistema, se puede calcular el diagrama de impedancias en valores por unidad del sistema obteniéndose el circuito de la Figura 9.9. Analizando el circuito se obtiene:

y la tensión en la carga:

Teniendo en cuenta los valores base, finalmente se obtiene:

Con lo que la potencia consumida por la carga es de 1142 kW, con un factor de potencia 0,9 inductivo. 2.

Como las tomas están en el primario del transformador, para aumentar la tensión en el secundario, manteniendo constante la tensión en el primario, mediante el cambio de tomas es necesario disminuir el número de espiras del primario (con lo que aumenta la tensión media por espira). Así, tres posiciones de tomas corresponden a un 3% (3-1%), por lo que t es 0,97. Con ese valor de t conforme a las expresiones de la Figura 9.7.b, se calculan los valores del equivalente en “pi” del transformador (Figura 9.10.a). y con él el diagrama de impedancias del sistema para la nueva situación (Figura 9.10.b). Resolviendo ese circuito se obtiene:

250

Tecnología eléctrica

Figura 9.9. Diagrama de impedancias del sistema del Ejemplo 9.2.

y a partir de 𝐼𝐼1̅ la tension y la corriente en la carga:

Teniendo en cuenta los valores base (los mismos del apartado anterior, ya que no han cambiado), finalmente se obtiene:

Ahora, la potencia consumida por la carga es de 1214 kW, con el mismo factor de potencia 0,9 inductivo.

Figura 9.10. Ejemplo 9.2: (a) Equivalente de admitancias en "pi" del transformador para 1=0,97, (b) diagrama de impedancias del sistema en p.u.

Transformadores de potencia y de distribución

9.2.6.

251

Grupos de conexión

Los devanados de un transformador de potencia trifásico pueden conectarse en estrella, en triángulo o en zig-zag, conexiones que pueden hacerse, cualquiera de ellas, tanto en el primario como en el secundario. La forma en que se realice la conexión de los devanados determina la relación de transformación del transformador y los desfases que aparecen entre las tensiones de ambos lados. Símbolo de acoplamiento

Estos dos aspectos, conexión y desfase, se indican mediante el símbolo de acoplamiento del transformador que, conforme a las normas, está formado por un código de letras que informa de cómo es la conexión de los arrollamientos, seguido de un número denominado índice horario que indica el desfase. Las letras pueden ser Y, D o Z según sea la conexión en estrella, triángulo o zig-zag respectivamente. En primer lugar, se escribe la letra correspondiente a la conexión de los devanados de mayor tensión, en mayúscula, seguida de la correspondiente a los de menor tensión, en minúscula. Si es accesible el punto neutro de una conexión en estrella o en zig-zag, se indica con la letra N, mayúscula o minúscula según corresponda al lado de alta tensión o de baja tensión, inmediatamente a continuación de la letra correspondiente a la conexión. Por ejemplo, si se dice que un transformador es "Dyn”, se está indicando que los arrollamientos del lado de alta están conectados en triángulo y los del lado de baja lo están en estrella con el neutro accesible. También existe la posibilidad de que los arrollamientos no estén conectados entre sí y que los dos terminales de cada uno de ellos sean accesibles desde el exterior. En este caso se denominan arrollamientos independientes y se designan por III, si son los devanados de alta tensión, o por III, si son los de baja tensión. Los desfases que aparecen entre las tensiones de ambos lados del transformador quedan determinados por un número entero, entre 0 y 11, que se denomina índice horario. Para explicar el significado del índice horario, considérense dos tensiones del mismo nombre, cada una en un lado del transformador, por ejemplo, la tensión que hay entre las fases A y B del lado de alta �𝑎𝑎𝑎𝑎 . Según la tensión, ÜAB, y la tensión que hay entre las fases a y b del lado de baja tensión, 𝑈𝑈 conexión de los devanados, y por tratarse de un sistema trifásico equilibrado de tensiones, esas dos tensiones podrán estar en fase o existir entre ellas un desfase que será múltiplo de 30°. Como en 360° hay doce múltiplos de 30°, sólo podrá haber doce posibles desfases entre esas dos tensiones que se pueden identificar simplemente mediante los doce números enteros que hay de 0 a 11. Situando esos doce números enteros (correspondientes a los doce desfases posibles) sobre una circunferencia (que representa los 360 eléctricos) se obtiene una figura totalmente análoga a la esfera de un reloj. Es por esta analogía por lo que se llama índices horarios a esos números enteros comprendidos entre 0 y 11. El aumento del índice horario (en el sentido de las agujas del reloj) corresponde al aumento del retraso de las tensiones del lado de baja tensión respecto a las del mismo nombre �𝑎𝑎𝑎𝑎 está retrasada del lado de alta tensión. Así, por ejemplo, en un transformador Dy5 la tensión 𝑈𝑈 �𝑎𝑎𝑎𝑎 , la tensión 𝑈𝑈 �𝑏𝑏𝑏𝑏 está retrasada 150º respecto a la 150° (es decir, 5 · 30) respecto a la tensión 𝑈𝑈 �𝑏𝑏𝑏𝑏 y la tensión 𝑈𝑈 �𝑐𝑐𝑐𝑐 está retrasada 150° respecto a la tensión 𝑈𝑈 �𝑐𝑐𝑐𝑐 . tensión 𝑈𝑈 En muchas ocasiones en vez de indicar el símbolo de acoplamiento de un transformador se da el esquema de conexiones de sus arrollamientos como, por ejemplo, el que aparece en la Figura 9.11. En él se representan los arrollamientos de las tres fases con las conexiones internas entre ellos, a la izquierda se representan los arrollamientos del lado de alta tensión, a la derecha

252

Tecnología eléctrica

Figura 9.11. Esquema de conexión de los arrollamientos de un transformador.

los de baja y el cuadro central con la denominación de las fases representa la tapa con los bornes exteriores de conexión del transformador. En cuanto al acoplamiento magnético, se considera que los arrollamientos de una misma fila del esquema están acoplados magnéticamente siendo los terminales correspondientes los más cercanos a la tapa; así, según este convenio, en la Figura �𝐴𝐴𝐴𝐴′ y 𝑈𝑈 �𝑎𝑎𝑎𝑎′ están en fase. 9.12.a las tensiones 𝑈𝑈 A partir del esquema de conexiones de los arrollamientos, deducir el símbolo de acoplamiento es bastante sencillo. Así, para el esquema de la Figura 9.11 se observa que la conexión de los devanados es en estrella en el lado de alta tensión y en triángulo en el de baja, es decir, la conexión es Yd. Para determinar el índice horario, como los arrollamientos de una misma fila están acoplados magnéticamente de forma que los terminales correspondientes son los más cercanos a la tapa, se �𝑎𝑎𝑎𝑎 del lado de baja tensión está en fase con la tensión 𝑈𝑈 �𝐴𝐴𝐴𝐴 del de alta, tal y deduce que la tensión 𝑈𝑈 como se indica en la Figura 9.12.b. A continuación, a partir de esas dos tensiones es inmediato dibujar los dos diagramas vectoriales de tensiones de ambos lados (Figura 9.12.b) considerando siempre secuencia directas de fases. Por último, superponiendo esos dos diagramas se realiza la analogía a la esfera de un reloj, como se muestra en la Figura 9.12.c: si la tensión de la fase A

Figura 9.12. Determinación del índice horario: (a) acoplamiento magnético, (b) tensiones en fase y (c) índice horario para el esquema de la Figura 9.11.

Transformadores de potencia y de distribución

253

(tensión del lado de alta) fuese la manecilla de los minutos y la tensión de la fase a (tensión del mismo nombre del lado de baja) la manecilla de las horas, la hora que indicaría ese reloj ficticio es la una en punto, por lo que el índice horario es 1. De esta forma, a partir del esquema de conexiones de los arrollamientos de la Figura 9.11 se ha deducido que su símbolo de acoplamiento es Ydl. Las tensiones del lado de baja tensión, por tanto, están retrasadas 30° respecto a las tensiones del mismo nombre del lado de alta. EJEMPLO 9.3 Determinar el símbolo de acoplamiento de un transformador cuyo esquema de conexiones de los arrollamientos es el indicado en la Figura 9.13.

Figura 9.13. Esquema de conexiones de los arrollamientos del Ejemplo 9.3.

SOLUCIÓN

A la vista de la figura se observa que la conexión de los arrollamientos es en estrella en el devanado de alta tensión y en zig-zag con el neutro accesible en el de baja, luego la conexión es Yzn. El índice horario se obtiene siguiendo el procedimiento explicado anteriormente, a partir del convenio de que en el esquema de conexiones los arrollamientos de una misma fila están acoplados magnéticamente siendo los terminales correspondientes los más cercanos a la tapa (Figura 9.12.a). En el caso de un devanado en zig-zag, sin duda el caso más complejo, la aplicación de ese convenio hay que realizarla para componer las tensiones de los dos semidevanados del zig-zag. A la vista de la Figura 9.14.a, se observa que:

�an = U �aa′ + U �a′n U

� 𝑎𝑎𝑎𝑎′ está en fase con la tensión 𝑈𝑈� 𝐴𝐴𝐴𝐴 del lado de alta y la tensión 𝑈𝑈� 𝑎𝑎′𝑛𝑛 está en fase con la La tensión 𝑈𝑈 � 𝑁𝑁𝑁𝑁 . Sumando ambas se obtiene el vector correspondiente a la tensión 𝑈𝑈� 𝑎𝑎𝑎𝑎 , tal y como se hace tensión 𝑈𝑈 en la Figura 9.14.b. con la que ya, fácilmente, se puede dibujar el diagrama vectorial de tensiones del lado de baja. A partir de él y mediante la analogía a la esfera del reloj, se deduce que el índice horario es 11 (Figura 9.14.c). De esta forma el símbolo de acoplamiento es Yzn11. Las tensiones del lado de baja tensión, por tanto, están adelantadas 30° (mejor que decir retrasadas 330°) respecto a las tensiones del mismo nombre del lado de alta.

254

Tecnología eléctrica

Figura 9.14. Índice horario del Ejemplo 9.3.

La norma UNE-EN 60076 establece que si en un transformador un arrollamiento tiene conexiones modificables, por ejemplo, que permitan conectarlo en estrella o en triángulo, se deben indicar las dos conexiones posibles con las correspondientes tensiones asignadas. Por ejemplo, si en la placa de características de un transformador se indica “110/11(6,35) kV YNy0 (d11)”, significa que el lado de baja tensión puede conectarse en estrella a una red de 11 kV sin que haya desfase entre las tensiones de alta y de baja (índice horario 0), o puede conectarse en triángulo a una red de 6,35 kV produciendo un adelanto de 30° de las tensiones de baja respecto a las de alta (índice horario 11). Grupos de conexión

Una diferencia de 4 u 8 entre dos índices horarios, indica que entre ellos hay un desfase de ±120°. En este caso si se superponen sus diagramas vectoriales de tensiones, se observa que coinciden perfectamente salvo en las denominaciones de las fases, en las que se ha producido simplemente una rotación: se dice que esos dos índices horarios pertenecen a un mismo grupo de conexión. Así, los índices horarios se pueden clasificar en cuatro grupos de conexión de tal forma que los índices que pertenecen a un mismo grupo presentan entre sí desfases de ±120°. Estos son: ■ ■

Grupo 0 (0°): corresponde a los índices 0, 4 y 8. Grupo 5 (30°): corresponde a los índices 1, 5 y 9.

Transformadores de potencia y de distribución

255

Grupo 6 (180o): corresponde a los índices 2, 6 y 10. ■ Grupo 11 (–30°); corresponde a los índices 3, 7 y 11. El concepto de grupo de conexión es muy importante para el funcionamiento de transformadores en paralelo, como se verá en el apartado siguiente. ■

Conexiones más habituales

Las conexiones más habituales son la Yd y la Dy, normalmente con índices horarios 5 y 11. Se utilizan en los extremos de las líneas de alta tensión con la conexión en estrella en el lado de mayor tensión, lo que permite poner a tierra el punto neutro del sistema de A.T. Una ventaja que tienen estas dos conexiones es su buen comportamiento ante desequilibrios en la carga, aunque presentan el inconveniente del inevitable desfase que introducen entre las tensiones de alta y de baja (pero no es un problema especialmente importante). La conexión Yy generalmente sólo se utiliza para interconectar redes de A.T., ya que no produce desfases entre las tensiones del primario y secundario (con Yy0). Su gran inconveniente es su mal comportamiento frente a desequilibrios de la carga, por lo que se utiliza poco y, prácticamente, sólo en el caso indicado. En transformadores de distribución es habitual la conexión Dy con la estrella en el lado de baja tensión, lo que permite poner el neutro a tierra y alimentar cargas monofásicas. Otra conexión muy utilizada en distribución en B.T. es la Dd ya que tiene un muy buen comportamiento ante desequilibrios de la carga, pero presenta el inconveniente de la falta de neutro; si la que se utiliza es una conexión Dd0, además se mantiene la fase en las tensiones de ambos lados del transformador. En los transformadores de distribución también es habitual utilizar la conexión Yz con el devanado en zig-zag siempre en el lado de baja tensión, lo que permite distribuir el neutro. Esta conexión también presenta un buen comportamiento ante desequilibrios de la carga ya que por su construcción en dos semidevanados los desequilibrios se reparten entre las fases.

9.2.7. Funcionamiento en paralelo Hay bastantes ocasiones en las que es necesario conectar dos transformadores en paralelo para, por ejemplo, poder alimentar una carga cuya potencia es superior a la de cada transformador por separado, pero inferior a la de la suma de ambos. Las condiciones para poder conectar dos transformadores en paralelo son: ■ Deben tener las mismas tensiones asignadas primarias y secundarias. ■ Deben tener las mismas tensiones de cortocircuito en tanto por ciento. ■ Deben tener el mismo índice horario o pertenecer al mismo grupo de conexión. La primera condición, que también suele enunciarse como que tengan la misma relación de transformación, es obvia ya que de no ser así, habría devanados en los transformadores que estarían a tensiones distintas a las suyas asignadas. La segunda condición permite un reparto de cargas proporcional entre los dos transformadores, ya que si las tensiones de cortocircuito no son iguales tiende a cargarse proporcional mente más el que tiene una menor tensión de cortocircuito. No obstante, habitualmente se acepta que dos transformadores pueden trabajar en paralelo si la diferencia entre ellas no es superior al 10%. Por último, si los transformadores tienen el mismo índice horario la conexión en paralelo es inmediata conectando juntas las fases del mismo nombre. Si no tienen el mismo índice horario

256

Tecnología eléctrica

Figura 9.15. Montaje para determinar la correspondencia de fases.

pero pertenecen al mismo grupo de conexión, puede realizarse la conexión en paralelo pero teniendo la precaución de realizar la necesaria rotación en las fases para conectar juntas las que tengan las tensiones en fase. Esta comprobación se puede realizar mediante el montaje de la Figura 9.15 que representa la conexión de dos transformadores en paralelo que pertenecen al mismo grupo de conexión, en el que uno ya está conectado (el de la izquierda) y en el otro falta tan sólo realizar la conexión del secundario. Como tienen las mismas conexiones en la red de alta y el secundario del transformador de la izquierda ya está conectado en la red de baja, el voltímetro cuya lectura sea nula indica que ése es el borne que ha de conectarse a la fase r de la red de baja tensión. Por ejemplo, si los dos transformadores de la Figura 9.15 fueran un Dyl (el de la izquierda en la figura) y un Dy5 (el de la derecha), el voltímetro que no indicaría tensión sería el conectado en el borne “c”, por lo que la conexión correcta del secundario de ese transformador sería “a” con “s", “b" con “t” y “c” con “r”. Se define el índice de carga de un transformador como la relación entre la corriente que circula para una carga determinada y su corriente asignada: c=

𝐼𝐼

𝐼𝐼𝑟𝑟

(9.9)

De esta forma y cumpliéndose las tres condiciones necesarias anteriores, si se conectan dos transformadores en paralelo de potencias asignadas Sr] y Sr2 para alimentar una carga Sc, el reparto de la potencia entre los dos transformadores se obtiene mediante el siguiente sistema de ecuaciones: (9.10)

cuya resolución da la carga que suministra cada uno de ellos: (9.11)

Transformadores de potencia y de distribución

257

EJEMPLO 9.4 Sean dos transformadores que se conectan en paralelo para alimentar una carga de 200 kVA. Las características de cada uno de ellos son: ■

Transformador 1: 33/10,5 kV. YyO, 100 kVA y tensión de cortocircuito del 4,5%. Transformador 2: 33/10,5 kV, Dd8, 160 kVA y tensión de cortocircuito del 5%.

■

Se pide: 1. 2. 3. 4.

¿Se pueden conectar en paralelo? Calcular la potencia suministrada por cada transformador. Dibujar cómo se conectan. Calcular la potencia máxima de la carga que pueden alimentar los dos en paralelo sin que ninguno se sobrecargue.

SOLUCIÓN

1. Sí que se pueden conectar en paralelo ya que cumplen las tres condiciones necesarias: mismas tensiones asignadas, no iguales pero perecidas tensiones de cortocircuito y mismo grupo de conexión. 2. Planteando y resolviendo el sistema de ecuaciones dado por (9.10): c1·4,5 = c2 · 5 c 1 · 100 + c2· 160 = 200

se obtiene que c1 es igual a 0,8197 y c2 es igual a 0,7377, con lo que la potencia que suministra cada uno de ellos a la carga es, según (9.11): S1 = 0,8197·100 = 81,97 kVA S2 = 0,7377·160 = 118,03 kVA

3. En la Figura 9.16 se representa el esquema de conexión de los dos transformadores a las redes de alta y baja. Como no tienen el mismo índice horario, pero sí pertenecen al mismo grupo de conexión, es necesario realizar una rotación de fases (por ejemplo en el segundo) que se puede comprender fácilmente a la vista de sus correspondientes diagramas de tensiones de los lados de baja dibujados en la figura. 4. Como la tensión de cortocircuito no es la misma en los dos transformadores, siempre tendrá índice de carga mayor el transformador 1 ya que es el que tiene la tensión de cortocircuito menor. Por eso, la carga máxima que podrán alimentar trabajando los dos en paralelo será la que haga que el transformador 1 esté funcionando a su potencia asignada. Escribiendo el sistema de ecuaciones (9.10) con estas condiciones, resulta: 1·4,5 = c2 · 5 1 · 100 + c2 Resolviendo ese sistema se obtiene el índice de carga del transformador 2 (que resulta 0,9 y que corresponde a una potencia de 144 kVA), y la potencia máxima que pueden suministrar los dos en paralelo, Smax, que es igual a 244 kVA.

258

Tecnología eléctrica

Figura 9.16. Conexión en paralelo de los transformadores del Ejemplo 9.4.

Como se ve, esta potencia es menor que los 260 kVA que podrían alimentar los dos en paralelo si tuviesen la misma impedancia de cortocircuito porcentual.

9.2.8. Transformadores de tres devanados El principio de funcionamiento del transformador no limita el número de arrollamientos que pueden estar acoplados magnéticamente, por lo que podría haber más de dos. Así, entre los transformadores de potencia también se encuentran transformadores de tres devanados. Estos transformadores son transformadores trifásicos de dos arrollamientos en los que existe un tercer arrollamiento conectado en triángulo, que permite compensar o eliminar los flujos homopolares (componentes del flujo que están en fase) que se producen en el núcleo del transformador cuando hay desequilibrios en la carga. Ese tercer devanado se suele utilizar además para alimentar los servicios auxiliares del centro de transformación. A los transformadores de tres devanados también se les aplica la normativa correspondiente a los transformadores de potencia. Así, se establece que la potencia asignada de un trasformador de este tipo es la suma de las potencias asignadas de los arrollamientos que está previsto que funcionen simultáneamente. En cuanto a la impedancia de cortocircuito la definición dada en el Apartado 9.2.3 ha de matizarse, ya que las normas establecen que al efectuar la medida realizada en uno de los arrollamientos, de los otros dos uno se ha de cortocircuitar y el otro debe dejarse abierto. Es decir, en un transformador de tres devanados hay dos impedancias de cortocircuito y, por lo tanto, han de realizarse dos medidas en el devanado al que se refiere la impedancia: en una, el segundo devanado se cortocircuita y el tercero queda abierto (lo que permite medir Zcc12); y en la otra, el segundo arrollamiento queda abierto y el tercero se cortocircuita (con lo que se mide Zcc13). De esta forma, el circuito equivalente de un transformador de tres arrollamientos tiene dos impedancias serie, tal y como se representa en la Figura 9.17.

Transformadores de potencia y de distribución

259

Figura 9.17. Símbolo y circuito equivalente referido al primario de un transformador de tres devanados.

Al indicar el símbolo de acoplamiento de un transformador de tres devanados, se utiliza el mismo código de letras visto para indicar la conexión de cada devanado, escrito en orden descendente de tensión asignada y con el índice horario detrás de la letra de conexión de los arrollamientos de media y baja tensión. Si el tercer arrollamiento está conectado en triángulo para compensar las corrientes homopolares y no está destinado para conectar a él una carga trifásica externa, se indica simplemente añadiendo "+d” al final del símbolo de acoplamiento. Por ejemplo, para un transformador de tres devanados con el arrollamiento de alta de 230 kV en estrella con neutro accesible, otro arrollamiento de 63 kV también en estrella con neutro accesible y con las tensiones en fase respecto a las de alta, y un tercer devanado de 7,2 kV en triángulo con las tensiones retrasadas 150º respecto al de alta, su símbolo de acoplamiento es YNyn0d5. Si el arrollamiento en triángulo sólo estuviese para compensar las corrientes homopolares, el símbolo de acoplamiento sería YNyn0+d.

9.3.

Transformadores de distribución

Como se indicó en la clasificación realizada en el Apartado 9.1, dentro de los transformadores de potencia se distinguen los transformadores de distribución que son aquellos que conectan redes de M.T. con redes de B.T. y los que se encuentran en las redes de B.T. Son transformadores de distribución, por ejemplo, los que se instalan en los centros de transformación (Figura 9.18). Las normas ya indicadas aplicables a estos transformadores, establecen los valores eficaces de las tensiones máximas de servicio que se pueden aplicar al devanado de alta tensión, que van de 3,6 a 36 kV, con unas potencias asignadas comprendidas entre 25 y 2500 kVA para los transformadores sumergidos en líquido aislante y entre 100 y 2500 kVA para los de tipo seco. En los dos casos y para cualquier potencia, la refrigeración es natural. En cuanto a la impedancia de cortocircuito, existe una gama de valores aconsejables dados por las normas, que se resume en la Tabla 9.1. En la segunda columna de esa misma tabla se muestran los valores normalizados de potencia asignada, destacándose en negrilla los valores preferentes recomendados. En la Tabla 9.2 se recogen las tensiones máximas de servicio para las tensiones asignadas normalizadas que pueden ser utilizadas.

260

Tecnología eléctrica

Figura 9.18. Transformador de distribución de un centro de transformación. Tabla 9.1. Relación entre los valores de la impedancia de cortocircuito y las potencias asignadas para transformadores de distribución.

(1)

Impedancia de cortocircuito (%)

Potencias asignadas (kVA) (en negrilla los valores preferentes)

4(1) ó 4,5 (2) 6

25, 50, 63,100, 160, 200, 250, 315, 400, 500, 630, 250, 315, 400, 500, 630, 800,1000, 1250,1600, 2000, 2500

para Ur ≤ 24kV,(2) para Ur ≤ 36kV

Tabla 9.2. Tensiones máximas de servicio, Um, y tensiones asignadas normalizadas Ur.

Um (kV) 3,6 12 24

Ur( kV) 3 a 3,3 10 a 11,5 20 a 22

Um (kV) 7,2 17,5 36

Ur( kV) 5 a 6,6 12a 16 25 a 34,4

Transformadores de potencia y de distribución

261

La tensión asignada normalizada en baja tensión es 420 V, con un valor de 1,1 kV para el material de los arrollamientos. También existe la tensión normalizada de 242 V, que se obtiene mediante una toma intermedia del devanado de baja de 420 V. Los devanados de alta de los transformadores de distribución también pueden tener más de una tensión asignada, que pueden seleccionarse mediante puentes bajo la tapa o bien sobre ella mediante un cambiador de tomas sin tensión. En caso de haber tomas, estarán en el lado de alta y deben ser de ±2,5% y ±5% de su tensión asignada, y de la de mayor nivel si hubiese varias. Para cualquiera de las tensiones asignadas, la potencia asignada del transformador debe mantenerse. La norma UNE 21428 [10] recoge los valores de la impedancia de cortocircuito, de las pérdidas debidas a la carga a 75 °C, de las pérdidas de vacío y de los niveles de ruido para los transformadores de distribución en baño de aceite. La norma UNE 21538 [11] recoge estos mismos valores para los transformadores de distribución de tipo seco. En cuanto a la conexión de los devanados, puede ser cualquiera de las tres vistas (en estrella, en triángulo y en zig-zag) y su elección depende principalmente de las condiciones de funcionamiento del transformador. La conexión en estrella se utiliza en los arrollamientos de alta tensión y principalmente cuando se necesita el neutro accesible por razones de la carga. La conexión en triángulo es la más frecuente y se utiliza cuando existen corrientes elevadas y cuando existen desequilibrios en la carga, ya que evita que las corrientes homopolares pasen del lado de baja al de alta. Por último, la conexión en zig-zag, que se hace siempre en el devanado de baja tensión, permite disponer de un neutro accesible y, además, se comporta bien ante desequilibrios provocados por la conexión de cargas monofásicas, ya que por su construcción reparte ese desequilibrio entre dos fases. El índice horario de los transformadores de distribución se recomienda que sea siempre el mismo para evitar así en lo posible errores en la instalación. Conforme a la norma UNE 21428, los símbolos de acoplamiento utilizados deben ser Dyn11 o Yzn11, eligiéndose el primero para potencias asignadas superiores a 160 kVA. Para transformadores de distribución bitensión en baja, el símbolo de acoplamiento debe ser siempre Dyn11, para que no cambie el índice horario. Como se observa, estas conexiones permiten disponer siempre de un neutro accesible en el lado de baja tensión. Teniendo en cuenta que se pueden conectar cargas monofásicas en baja, el conductor de neutro debe ser dimensionado para la corriente asignada del transformador, es decir, debe ser de la misma sección que los conductores de línea.

9.3.1.

Transformadores de distribución de tipo sumergido en aceite

El líquido aislante, como ya se ha indicado, tiene dos funciones que son la de aislante eléctrico y la de refrigerante para evacuar el calor producido en los arrollamientos y en el núcleo del transformador. El líquido aislante más utilizado es el aceite mineral, cuyas características deben ser conformes con las indicadas en las normas UNE 21320 [9]. También se pueden utilizar otros líquidos aislantes, como la silicona, siempre que sean biodegradables y no sean tóxicos ni contaminantes para el medio ambiente. Los transformadores de distribución sumergidos en líquido aislante que tengan una potencia igual o inferior a 1000 kVA, pueden ser:  Con cuba elástica de llenado integral. En este caso, el líquido aislante llena completamente la cuba, que está herméticamente cerrada. Por este motivo, la cuba debe tener la capacidad de deformación suficiente para poder absorber la dilatación del líquido aislante (Figura 9.19).

262

Tecnología eléctrica

Figura 9.19. Transformación de distribución de llenado integral en intemperie.

 De cámara de aire bajo la tapa. En este tipo de transformadores, entre la superficie del líquido aislante y la tapa de la cuba queda una capa de aire que es la que absorbe las variaciones de volumen del aceite debidas al calentamiento. Sobre la tapa tienen una válvula de alivio de sobrepresión, con la salida de gases dirigida hacia la tapa. Para potencias superiores a 1000 kVA, el transformador debe disponer de un depósito de expansión con desecador. Su objetivo es permitir las variaciones del volumen del aceite que se producen por su dilatación durante los ciclos de funcionamiento del transformador y para limitar el contenido de humedad en el líquido aislante que éste absorbe en la superficie de contacto con el aire. En estos transformadores existe también un relé de gases, conocido como relé Buchholz, situado en el conducto entre la cuba y el depósito, cuya función es controlar la velocidad de circulación y el contenido de gases del líquido aislante (Figura 9.20). Este relé es un elemento de protección del transformador importante ya que detecta la existencia de daños internos (como, por ejemplo, pérdida del líquido de refrigeración, velocidad inadecuada o formación de gases por la descomposición del líquido al producirse en él un arco eléctrico), en cuyo caso da la orden de desconexión del transformador. Tanto en los transformadores con depósito de expansión como en los de cámara de aire bajo la tapa, la cámara de aire debe permitir la expansión del líquido aislante correspondiente a una variación de temperatura de 100 C. Para conocer el nivel del líquido aislante, el transformador dispone de un indicador del nivel que puede ser de tipo mirilla, que permite ver el líquido aislante en todo el rango de temperaturas entre 0 °C y 100 °C, o un indicador magnético de aguja. Para asegurar que, en cualquier situación de instalación, el indicador del nivel del líquido aislante está visible, debe haber dos indicadores situados en las dos caras de mayor dimensión de la cuba, en

Transformadores de potencia y de distribución

263

Figura 9.20. Detalle del depósito de expansión de un transformador de distribución, con el indicador del nivel del líquido aislante y del relé de gases.

los de cámara de aire bajo la tapa, y en las dos caras planas del depósito, en los de depósito de expansión (Figura 9.20). La presencia o no del indicador del nivel del líquido aislante permite distinguir a simple vista los transformadores de cámara de aire bajo la tapa de los de llenado integral. Para conocer las características del líquido aislante y su mantenimiento, la parte inferior de la cuba dispone de un dispositivo para su vaciado y para la toma de muestras de aceite para su análisis. Con el mismo objetivo, en la tapa de la cuba se encuentra el dispositivo de llenado y en la zona de baja tensión, y en las proximidades de un colector del radiador (si lo tiene), se instala un dispositivo que permita medir la temperatura del líquido aislante. La cuba debe estar diseñada para soportar todos los esfuerzos debidos a las sobrepresiones y depresiones en las condiciones más extremas de servicio, y para soportar el peso y los esfuerzos correspondientes a la suspensión del transformador lleno de aceite. Si la cuba tiene ruedas, éstas deben estar bloqueadas durante el funcionamiento del transformador. Las conexiones externas de los devanados de alta tensión pueden ser mediante pasatapas de tipo abierto, pasatapas de tipo enchufables o cajas de cable. Para los devanados de baja tensión pueden ser pasatapas de tipo abierto, pasatapas de barras multipolares o cajas de cables. Los diseños de todas estas conexiones y sus distancias de separación están también normalizados (Figura 7.17).

264

Tecnología eléctrica

Los transformadores de distribución se construyen completamente en fábrica y se trasladan al lugar de utilización. Para facilitar su transporte e instalación, sus dimensiones máximas (incluido el depósito de expansión si lo tiene) están normalizadas en función de la potencia asignada.

9.3.2.

Transformadores de distribución de tipo seco

Los transformadores de distribución de tipo seco pueden construirse con sus devanados encapsulados en un aislamiento sólido (normalmente resinas epoxi) o no encapsulados. Normalmente los transformadores de distribución de tipo seco se instalan en el interior, y en el caso de hacerlo en el exterior es necesario dotarles de una envolvente de protección. Según sea esa envolvente, los transformadores de tipo seco se clasifican en: ■

■

■ ■

Herméticos. El transformador está dentro de la envolvente en una atmósfera de aire o de otro gas que hay dentro de ella; la envolvente está cerrada herméticamente por lo que no puede haber ningún tipo de intercambio entre su contenido y el exterior. Con envolvente cenada. La envolvente de protección está construida de forma que el aire que circula por los arrollamientos y el núcleo no es el aire exterior, aunque puede haber intercambios con la atmósfera. Con envolvente abierta. La envolvente de protección está construida de forma que es el aire exterior el que circula por los arrollamientos y el núcleo del transformador para refrigerarlos. Sin envolvente. El transformador no tiene envolvente de protección.

En el caso de estar instalados dentro de una envolvente, según sea ésta y el modo de refrigeración, se debe tener en cuenta la correspondiente reducción de carga admisible debida al calentamiento. En cualquier caso en la placa de características del transformador, entre otras, se deben indicar las clases climáticas y ambientales y la clase de comportamiento contra el fuego (como mínimo clase F0) para las que está diseñado.

Figura 9.21. Transformador de tipo seco, no encapsulado y sin envolvente.

Transformadores de potencia y de distribución

265

En los transformadores de tipo seco herméticos, conforme a la norma UNE-EN 60726 [13], en la placa de características se debe indicar también el gas de llenado, el rango de presión de funcionamiento, las presiones máxima y mínima para las que está diseñada la envolvente y la temperatura y presión del gas de llenado en el momento del sellado de la envolvente. Las conexiones externas de los devanados se realizan mediante pletinas normalizadas de cobre u otro material conductor compatible galvánicamente con el cobre. Por último, para facilitar su transporte e instalación las dimensiones máximas de los transformadores de distribución de tipo seco están normalizadas en función de la potencia asignada y de que la tensión asignada sea menor o igual a 24 kV o sea 36 kV.

9.4.

Ensayos normativos

Los transformadores de potencia se someten a un conjunto de ensayos normalizados. Los ensayos se clasifican en tres categorías: ensayos individuales, ensayos de tipo y ensayos especiales. Los ensayos individuales son aquellos a los que se someten todos los transformadores que se fabrican y que sirven para calificar la producción. Por tanto se realizan por el fabricante, que es quien debe emitir y certificar el correspondiente protocolo de ensayos de cada transformador. Son ensayos individuales los de: ■ Medida de la resistencia de los arrollamientos. ■ Medida de la relación de transformación y comprobación del acoplamiento. ■ Medida de la impedancia de cortocircuito y de las pérdidas debidas a la carga (ensayo de cortocircuito). ■ Medida de las pérdidas y de la corriente de vacío (ensayo de vacío). ■ Ensayos dieléctricos individuales, como tensión aplicada, tensión inducida e impulsos tipo rayo si la tensión máxima Um es mayor o igual que 300 kV. ■ Ensayos en los cambiadores de tomas de regulación en carga, si son necesarios. Los ensayos de tipo sirven para calificar el diseño, por lo que se realizan sobre un transformador que representa el diseño. Lógicamente, los ensayos individuales están también incluidos dentro de esta categoría. Son ensayos de tipo los siguientes: ■ Ensayos de calentamiento. ■ Ensayos dieléctricos de tipo, como impulsos tipo rayo si la tensión máxima Um es inferior a 300 kV. Los ensayos especiales son ensayos que por su naturaleza y características (ensayos potencialmente destructivos, caros, para comprobar un requisito no convencional, etc.) no son de tipo, aunque también sirven para caracterizar el diseño. Aunque estos ensayos también están normalizados, se realizan por acuerdo entre el fabricante y el cliente. Son ensayos especiales los siguientes: ■ Ensayos dieléctricos especiales, como impulsos sobre neutro. ■ Medida de la capacidad entre arrollamientos y entre arrollamientos y tierra. ■ Medida de las características de transmisión de tensiones transitorias. ■ Medida de las impedancias homopolares, en transformadores trifásicos. ■ Capacidad de soportar cortocircuitos. ■ Determinación del nivel de ruido. ■ Medida de armónicos de la corriente de vacío.

266

Tecnología eléctrica

 Medida de la potencia consumida por los motores de las bombas de aceite y de ventilación.  Medida de la resistencia de aislamiento de los arrollamientos respecto de tierra y/o medida del factor de disipación de las capacidades del sistema de aislamiento.  Ensayo de baja temperatura (sólo para transformadores de potencia de tipo seco).  Ensayo de aptitud a las clases de comportamiento al fuego (sólo para transformadores de potencia de tipo seco). Por último, existe un conjunto de ensayos complementarios a los anteriores que se aplican a los transformadores de una determinada clase. Esos ensayos complementarios, a su vez, también pueden ser individuales, de tipo o especiales. Así, por ejemplo, la medida de descargas parciales es un ensayo individual complementario para los transformadores de distribución de tipo seco con arrollamientos encapsulados (y que, por lo tanto, debe realizarse a todas las unidades fabricadas). El ensayo de ruido es también un ensayo individual complementario para los transformadores de distribución sumergidos en un líquido aislante sintético. Los ensayos de resistencia y estanqueidad a la sobrepresión, de resistencia al vacío y de las características de la pintura exterior de la cuba, son ensayos de tipo complementarios para los transformadores de distribución sumergidos en un líquido aislante.

9.5.

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UNE-EN 60076. Transformadores de potencia. AENOR.

[13]

UNE-EN 60726. Transformadores de potencia de tipo seco. AENOR.

10 Capítulo

ESQUEMAS DE DISTRIBUCION EN BAJA TENSIÓN. TIERRAS

El objeto de este capítulo es la descripción de los distintos tipos de esquemas de distribución de baja tensión normalizados, dependiendo de la conexión de las masas y del neutro a tierra y el establecimiento de los requisitos generales que dichas conexiones deben cumplir. Inicialmente se describen físicamente los esquemas de conexión de masas y neutro de las redes TT, TN-S, TN-C, TN-C-S e IT, señalando sus características y diferencias fundamentales. Seguidamente, se pasa a describir la finalidad de la puesta a tierra de los sistemas eléctricos, tanto de las masas, por motivos de protección contra contactos indirectos, como del neutro de generadores y transformadores, para referendarios a un potencial común y también para otros fines de protección, como la puesta a tierra de pararrayos o seccionadores. A continuación, se describen de manera general, los elementos que constituyen el circuito de tierra y se explica la manera de realizar un cálculo práctico de la resistencia de puesta a tierra, dependiendo de los elementos utilizados en la toma de tierra (placa, pica, mallado o conductor) y de la resistividad de los diferentes tipos de terreno. Posteriormente se definen la tensión de paso y la tensión de contacto, que son dos parámetros de gran importancia para la verificación de las instalaciones de puesta a tierra. En este sentido, se describen los valores establecidos por el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión [3], en la ITC-BT-24, para las tensiones de contacto máximas y se expone lo establecido por el Reglamento sobre Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación [4], en la instrucción MIE-RAT-13, que describe el método de determinación de los valores máximos de dichos parámetros para un centro de transformación, partiendo de la resistividad del terreno y del tiempo de actuación de las protecciones. Seguidamente, se describen los esquemas generales de la instalación de puesta a tierra en baja tensión, definiendo sus partes principales y formas de dimensionarlas. Por último, se describe el método de medida de la resistencia de puesta a tierra y de las tensiones de paso y contacto en una instalación, tanto para el centro de transformación, como para la instalación interior de baja tensión y cuyos valores han de compararse con los límites calculados en el apartado anterior.

268 Tecnología eléctrica

10.1.

Esquemas de distribución TN, TT e IT

Como se ha visto en capítulos anteriores, los requisitos de aislamiento y los valores de corriente que se pueden producir en condiciones de defecto tienen una relación muy directa con la resistencia de puesta a tierra en la instalación. Es por ello que el diseño de las protecciones de una instalación está íntimamente relacionado con el régimen de puesta a tierra del neutro, de su distribución en la instalación y de su relación con la puesta a tierra en las masas de los puntos de utilización del circuito. Los esquemas de distribución se clasifican en función de las conexiones a tierra de la red de distribución (red de alimentación), por un lado, y de las masas de la instalación receptora, por otro. Se designan mediante dos o tres letras, según el tipo. La primera letra indica la forma de conectar el neutro a tierra, de manera que se utiliza una “T” para indicar que el neutro del transformador se refiere a tierra en el centro de transformación y se usa una "I” para indicar que el neutro de la instalación en el centro de transformación está aislado de tierra o conectado a ésta por una impedancia de valor elevado. La segunda letra puede ser igualmente una "T” si las masas de los receptores de utilización están conectadas directamente a tierra, independientemente de la eventual puesta a tierra de la alimentación y puede ser una “N” si las masas están conectadas directamente al neutro de la red de alimentación. La tercera letra, utilizada sólo en las redes TN, se refiere a la situación relativa del conductor neutro y del conductor de protección (CP), siendo una “S‘7 si las funciones de neutro y de protección están aseguradas por conductores separados y una “C” si las funciones de neutro y de protección están combinadas en un solo conductor (llamado entonces conductor CPN). Según esto, los esquemas posibles recogidos en el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión son: TN, TT e IT.

10.1.1. Esquema TN Los esquemas TN tienen el neutro de la alimentación conectado directamente a tierra y las masas de los receptores están conectadas a dicho punto mediante conductores de protección. Existen tres tipos de esquemas TN, según la disposición relativa del conductor neutro y del conductor de protección: ■ Esquema TN-S, en el que el conductor neutro y el de protección son distintos en todo el esquema, pero conectados a tierra en un mismo punto en el transformador (Figura 10.1). ■ Esquema TN-C, en el que las funciones de neutro y protección están combinados en un solo conductor en todo el esquema (Figura 10.2). ■ Esquema TN-C-S, es una combinación de los dos esquemas anteriores, en el que las funciones de neutro y protección están combinadas en un solo conductor únicamente en una parte del esquema (Figura 10.3). En los esquemas TN cualquier intensidad de defecto franco fase-masa o fase-tierra es una intensidad de cortocircuito. El bucle de defecto está constituido exclusivamente por elementos conductores metálicos.

Esquemas de distribución en baja tensión. Tierras

Figura 10.1. Esquema de distribución tipo TN-S.

Figura 10.2. Esquema de distribución tipo TN-C.

Figura 10.3. Esquema de distribución tipo TN-C-S.

269

270 Tecnología eléctrica

Figura 10.4. Esquema de distribución tipo TT.

10.1.2.

Esquema TT

El esquema TT tiene el neutro de la alimentación conectado directamente a tierra en el transformador. Las masas de la instalación receptora están conectadas a una toma de tierra separada de la toma de tierra de la alimentación (Figura 10.4). Tal y como ya se ha visto en los ejemplos de cálculo del Capítulo 8, relativo a los aparatos de maniobra de circuitos, en este tipo de esquema, las intensidades de defecto fase-masa o fase-tierra pueden tener valores inferiores a los de cortocircuito, pero pueden ser suficientes para provocar la aparición de tensiones de contacto peligrosas, como también se vio en el Capítulo 7, dedicado a centros de transformación y aislamientos.

10.1.3.

Esquema IT

El esquema IT no tiene ningún punto de la alimentación conectado directamente a tierra. Las masas de la instalación receptora están puestas directamente a tierra (Figura 10.5). En este esquema la intensidad resultante de un primer defecto fase-masa o fase-tierra, tiene un valor lo suficientemente reducido como para no provocar la aparición de tensiones de contacto peligrosas. La limitación del valor de la intensidad resultante de un primer defecto fase-masa o fase-tierra se obtiene bien por la ausencia de conexión a tierra en la alimentación, o bien por la inserción de una impedancia suficientemente grande entre un punto de la alimentación (generalmente el

Figura 10.5. Esquema de distribución tipo IT.

Esquemas de distribución en baja tensión. Tierras

269

neutro) y tierra. A este efecto puede resultar necesario limitar la extensión de la instalación para disminuir el efecto capacitivo de los cables con respecto a tierra, ya que a mayor longitud menor es la impedancia equivalente a tierra. En este tipo de esquema se recomienda no distribuir el neutro, para evitar que éste quede a tensión simple respecto a tierra en caso de defecto.

10.1.4.

Condiciones de protección aplicables

Como se verá en los Capítulos 11 y 12, dedicados a protecciones contra el choque eléctrico y contra sobreintensidades y sobretensiones, la elección del sistema de puesta a tierra del neutro de la instalación condiciona el tipo de protecciones a colocar y el mantenimiento necesario. Como ejemplo, hay que indicar que en los sistemas TT se requiere de protección diferencial para proteger contra los choques eléctricos por contactos indirectos producidos por fallo de aislamiento, dado que las corrientes de defecto entre fase y tierra son pequeñas para los valores de las impedancias del bucle entre la tierra y el neutro habituales. En redes TN, en cambio, las corrientes de defecto a tierra son muy elevadas, ya que la resistencia del bucle tierra-neutro es la impedancia del propio conductor CPN en redes TN-C, o la suma de las impedancias de los conductores CP y N en redes TN-S, que es muy pequeña en ambos esquemas, con lo que en caso de defecto fase-tierra, los propios dispositivos de protección contra sobreintensidades servirán para proteger contra las tensiones de contacto peligrosas, generadas en las masas por dicho defecto. Por el contrario, un fallo en la continuidad del neutro o de su puesta a tierra podría dar lugar a que se crearan tensiones peligrosas en las masas, con corrientes de defecto bajas, equivalentes a las de las redes TT, con lo que las protecciones contra sobreintensidades podrían no actuar, dejando las masas a tensiones peligrosas. Por tanto, aunque necesiten menos protecciones (no necesitan diferencial), las redes TN requieren mayor mantenimiento. Por último, en redes IT, el primer defecto de aislamiento no supondría un riesgo directo de choque eléctrico, dado que al estar aislado y no distribuirse el neutro, cuando se produce un defecto entre una de las fases y tierra, la fase en cuestión queda al potencial de tierra. Las otras fases quedarían a tensión nominal con respecto a tierra, con lo que la situación sería equivalente a la de la red TN, salvo en que la tensión de las otras fases respecto a tierra sería \Í3 veces la tensión entre fase y tierra/neutro de la configuración TN. Para proteger los aislamientos y evitar los riesgos en caso de un segundo defecto, se debe colocar un detector de fallo de aislamiento en la instalación que permita detectar y avisar del primer fallo, de manera que, aunque no interrumpa el suministro como hacen las otras protecciones, permita la reparación lo antes posible. De lo explicado anteriormente se puede deducir que la elección del tipo de configuración en un circuito no puede ser arbitraria, dado que si a una red TT le añadimos un circuito con configuración TN estaremos modificando la configuración original a configuración TN, lo que afectará a su protección. Por este motivo en los diferentes países la configuración de las redes de baja tensión de uso público está predeterminada (TT en España y Francia y TN en Inglaterra y Alemania, por ejemplo). Pero esto no sería un problema si los circuitos de configuración diferente se alimentan de su propio transformador de distribución de forma separada del resto, por lo que el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión admite que, en aplicaciones comerciales e industriales, se puedan utilizar circuitos en configuraciones diferentes, si su conexión a la red

272 Tecnología eléctrica se hace a través de un transformador de distribución propio y se cumplen los requisitos de protección correspondientes a cada sistema. Por ello, en algunas aplicaciones industriales es habitual la utilización de redes IT para la conexión de grandes máquinas o cadenas de fabricación, con el fin de evitar paradas intempestivas por fallos de aislamiento, o por la actuación imprevista de protecciones cuando se supera transitoriamente el umbral de disparo de los interruptores diferenciales o magnetotérmicos en uso normal. La actuación del detector de fallo de aislamiento no implica la desconexión y parada de la producción, con las consiguientes ventajas, pero por el contrario, el circuito debe estar alimentado separadamente del resto de circuitos de la fábrica con configuraciones diferentes.

10.2.

Puesta a tierra

La puesta a tierra es la unión eléctrica directa, mediante un conductor o grupo de conductores, de una parte conductora con un electrodo o grupos de electrodos enterrados en el suelo. El objeto principal de las puestas a tierra se resume en las siguientes cuatro funciones: ■ ■

■ ■

Evitar que aparezcan diferencias de potencial peligrosas en el conjunto de instalaciones, edificios y superficie próxima del terreno. Permitir el paso a tierra de las comentes de defecto o las de descarga de origen atmosférico, asegurando la adecuada actuación de las protecciones en caso de fallo de aislamiento. Eliminar o disminuir el riesgo que supone una avería o mal funcionamiento en los materiales eléctricos utilizados. Establecer la configuración de los distintos tipos de redes de distribución (TN, TT o IT).

Pero además de alcanzar dichos objetivos, el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión establece que la puesta a tierra debe cumplir las siguientes condiciones: ■

■ ■ ■

El valor de la resistencia de puesta a tierna debe ser conforme a las normas de protección y de funcionamiento de la instalación y se debe mantener de esta manera a lo largo del tiempo. Las corrientes de defecto a tierra y las corrientes de fuga deben poder circular sin peligro, particularmente desde el punto de vista de solicitaciones térmicas, mecánicas y eléctricas. La solidez o protección mecánica debe quedar asegurada con independencia de las condiciones estimadas de influencias externas. Deben contemplarse los posibles riesgos debidos a electrólisis que pudieran afectar a otras partes metálicas.

La tierra representa la referencia de potencial (0 V) de la instalación, pero puntualmente, la tensión en determinadas zonas del terreno es diferente de la de referencia. Cuando se inyecta una corriente apreciable a través del electrodo de puesta a tierra, se genera en diferentes puntos de la superficie del terreno, un gradiente de potencial que es función de la resistividad de éste y de la distribución de corriente en él. Para explicar el fenómeno y poder dar un valor a la tensión generada al paso de la corriente, se debe partir del campo eléctrico que crea la corriente difundida en el terreno Id, a partir de un electrodo semiesférico de radio R como el que se representa en la Figura 10.6. A partir de las ecuaciones de Maxwell, considerando el campo eléctrico creado por las I corrientes de conducción (de densidad de corriente Jd = d ) y despreciando las corrientes de S(x)

desplazamiento [1] se tiene que, suponiendo que la tierra es un medio homogéneo e isotrópico a

Esquemas de distribución en baja tensión. Tierras

273

Figura 10.6. Distribución de corriente en una sección de terreno con electrodo semiesférico, de radio R, enterrado superficialmente, y tensión transferida correspondiente.

la corriente eléctrica, el campo eléctrico radial en función de la distancia x al punto de inyección vendrá dado por: (10.1)

Y la diferencia de tensión entre el electrodo y cualquier punto sobre el terreno a una distancia x de él vendrá dada por: (10.2) El gradiente de potencial es tal que, a una distancia x suficientemente grande, el potencial en el terreno será el de referencia (0 V). En la práctica esta distancia depende de la máxima corriente de defecto aplicable, siendo habitual distancias del orden de 20 m en instalaciones de baja tensión y 50 m en las de media tensión. Sustituyendo los valores correspondientes en la fórmula obtenida anteriormente y con U(x) = 0 a una distancia x lo suficientemente grande para que ρId/(2πx) sea despreciable, la diferencia de tensión entre la superficie del electrodo y la

274 Tecnología eléctrica

Figura 10.7. Equivalente eléctrico de la tierra para cálculo de la corriente de defecto en un esquema de distribución con neutro referido a tierra (TT).

tierra a la tensión de referencia es: (10.3) que representa la tensión del electrodo respecto al potencial cero, con lo que la resistencia equivalente de la tierra en ese punto es: (10.4) A distancias x, intermedias entre el electrodo y el punto a potencial de referencia de tierra, la tensión seguirá la función: (10.5) tal y como se representa en la Figura 10.6. Esto supone que la tensión del terreno irá disminuyendo a medida que nos separamos del electrodo hasta alcanzar el punto de potencial 0 V, donde el terreno no presenta resistencia alguna al paso de la corriente. Por todo lo anterior, la tierra en los circuitos eléctricos se representa como una resistencia RE, cuyo valor será dependiente de la resistividad del terreno y de la geometría del electrodo. Si el circuito equivalente a considerar utiliza electrodos de puesta a tierra para la entrada y salida de corriente, se deberán considerar las resistencias correspondientes en cada uno de los puntos de puesta a tierra que intervienen en el circuito, como las que se representan en la Figura 10.7 (RB y Rt).

Esquemas de distribución en baja tensión. Tierras

275

Tabla 10.1. Expresión de la resistencia de puesta a tierra en función del tipo de electrodo. Electrodo

Resistencia de Tierra en Ω

Placa enterrada vertical o profunda

R = 0,8 ρ/P

Placa enterrada horizontal o superficial

R= 1,6 ρ/P

Pica vertical

R = ρ/L

Conductor enterrado horizontalmente

R = 2 ρ/L

Malla de tierra

R= ρ/4r +ρ/L

p, resistividad del terreno (Ω.m) P , perímetro de la placa (m) L, longitud de la pica o del conductor (m) r, radio del circulo de superficie igual a la cubierta por la malla (m)

10.3.

Cálculo de la resistencia de puesta a tierra

La estimación del valor de la resistencia de puesta a tierra es muy importante en el diseño de las instalaciones, dado que la selección de las características de las protecciones a utilizar está directamente relacionada con su valor, que debe luego ser confirmada mediante medidas. La estimación de la resistencia de tierra es necesaria, por ejemplo, para el cálculo de las secciones del conductor de tierra, de la corriente de actuación residual asignada de los dispositivos diferenciales y de las tensiones transferidas admisibles por el equipo eléctrico, tal como veremos en este capítulo y en el Capítulo 12 dedicado a la protección contra los choques eléctricos. De manera similar a como se ha obtenido la expresión de la resistencia de puesta a tierra con un electrodo semiesférico, se puede determinar la correspondiente para otros tipos de electrodos habitualmente utilizados en la puesta a tierra, como los que se recogen en la Tabla 10.1. Pero tal y como refleja la tabla anterior, para la estimación del valor de resistencia es necesario conocer el valor de la resistividad del terreno en cada caso. El Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión establece valores orientativos a considerar según la composición de las tierras, que se indican en la Tabla 10.2. Estos valores de resistividad son variables en el tiempo, fundamentalmente por motivos meteorológicos. Si el electrodo de puesta a tierra está enterrado a una cierta profundidad o si se encuentra más próximo a la superficie, la acción de las lluvias, hielo y otros factores, pueden hacer que la variación estacional de la resistencia de puesta a tierra sea mayor (de hasta el 30% en algunos casos). Por ello, el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión prescribe una profundidad mínima de enterramiento del electrodo de 0,5 m y las guías del citado reglamento recomiendan que, en zonas donde se produzcan heladas habitualmente, la profundidad mínima sea de 0,8 m. Adicionalmente, no siempre será fácil conocer el tipo de terreno en el que se establece una instalación, ni siempre el terreno tiene una composición regular y uniforme, por lo que otra forma de aproximar los valores en función del tipo de terreno sobre el que se edifica, es la dada en la Tabla 10.3, aunque de la clasificación y los valores reflejados en ella es fácil entender que el cálculo será menos preciso que con los valores dados en la Tabla 10.2.

276 Tecnología eléctrica

Tabla 10.2. Valores orientativos de la resistividad en función de la naturaleza del terreno. Naturaleza terreno

Resistividad en Ω.m

Terrenos pantanosos Limo Humus Turba húmeda

de algunas unidades a 30 20 a 100 10 a 150 5 a 100

Arcilla plástica Margas y Arcillas compactas Margas del Jurásico

50 100 a 200 30 a 40

Arena arcillosas Arena silícea Suelo pedregoso cubierto de césped Suelo pedregoso desnudo

50 a 500 200 a 3000 300 a 5000 1500 a 3000

Calizas blandas Calizas compactas Calizas agrietadas Pizarras Roca de mica y cuarzo

100 a 300 1000 a 5000 500 a 1000 50 a 300

Granitos y gres procedente de alteración Granito y gres muy alterado

1500 a 10000

800

100 a 600

Tabla 10.3. Valores medios aproximados de la resistividad en función del tipo de terreno.

Naturaleza del terreno

Valor medio de la resistividad Ω.m

Terrenos cultivables y fértiles, terraplenes compactos y húmedos

50

Terraplenes cultivables poco fértiles y otros terraplenes

500

Suelos pedregosos desnudos, arenas secas permeables

3000

En cualquier caso, ha de tenerse presente que el cálculo que se realice, sea con tablas más precisas de valores de resistividad o no. será siempre un valor aproximado que, después de realizada la instalación, debe confirmarse mediante medidas, obteniendo una resistencia de puesta a tierra real que debe ser, en cualquier época del año, igual o inferior a la estimada para que los cálculos realizados a partir de ella puedan considerarse válidos. EJEMPLO 10.1 El edificio de viviendas del ejemplo tiene una planta de 32 m × 16 m y está sobre un terreno de arenas arcillosas. La puesta a tierra se hace mediante una malla de conductor de cobre enterrada, que discurre por todo el perímetro del edificio y une todos los pilares y armaduras metálicas de estos.

Esquemas de distribución en baja tensión. Tierras

277

Calcular la resistencia de puesta a tierra del edificio, tanto con la malla como único sistema de puesta a tierra, como cuando se añaden 10 picas de tierra de 2 m de longitud cada una. El esquema propuesto está tomado de las Guías del Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión [3] y se representa en la Figura 10.8.

Figura 10.8. Disposición de la malla de puesta a tierra de un edificio (Guías del Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión).

SOLUCIÓN

Para el cálculo de la resistencia de puesta a tierra se utiliza la expresión de la Tabla 10.1, R = ρ/4r + ρ/L, donde r, según lo indicado en dicha tabla, se obtendrá por: nr2 = 16 m · 32 m => r = 12,8 m En cuanto al valor de L, la longitud del anillo de puesta a tierra de la Figura 10.8, se tiene en este caso que, L1 = L2 = 16 m y L3 = L4 = 8 m, por lo que L = 3L1 + 3L2 + 3L3 + 3L4 = 144 m. De esta forma para el anillo como única puesta a tierra, la resistencia será:

Para un valor de ρ de 500 Ωm, que es el más desfavorable asignado al terreno arcilloso en la Tabla 10.2, se obtiene finalmente una resistencia de puesta a tierra de 13,2 Ω. Si se añaden 10 picas de 2 m a la malla, sería equivalente a aumentar la longitud L en 20 m, que aplicando la fórmula anterior se obtendría R = 0,0256p = 12,856 Ω, con lo que la resistencia no varía sensiblemente. Pero si las picas se separan respecto de la malla a una distancia suficiente para que las tierras se consideren independientes, la resistencia total será la resultante del paralelo de las resistencias del anillo y las picas, por tanto si la resistencia de cada pica de 2 m es ρ/2, según la Tabla 10.2, entonces:

Con lo que la resistencia, en este segundo caso, será de 8,65 Ω que es sensiblemente inferior a la anterior.

278 Tecnología eléctrica

10.4.

Tensión de paso y tensión de contacto

El comportamiento del terreno al paso de la corriente, cuando ésta es de valor apreciadle, tiene un efecto añadido al de presentar una determinada resistencia. La diferencia de potencial entre puntos próximos del terreno, cerca del electrodo, puede implicar riesgos para las personas que transiten por la superficie considerada o que puedan tocar partes metálicas referidas al potencial de tierra. A partir de este efecto se pueden establecer los conceptos de tensión de paso y tensión de contacto (Figura 10.9). La tensión de paso es la que puede establecerse entre los pies de un ser humano separados 1 m, esto es, la diferencia de potencial existente entre dos puntos de la superficie separados por un metro. La tensión de contacto es la que se establece entre la mano y el pie o entre las dos manos, separadas un metro, cuando se toca una parte metálica puesta a tierra, esto es, la diferencia de potencia] entre una estructura metálica puesta a tierra y un punto de la superficie del terreno a una distancia de un metro. La tensión de contacto puede tener también otro significado más limitativo, que es el de la máxima tensión que aparece entre una masa metálica accesible, referida al potencial del electrodo (conectada a él mediante un conductor) y una parte del terreno a potencial de referencia 0 V, o lo que es lo mismo, Uc = R,Id. Esta es la acepción que tiene la tensión de contacto en las instalaciones de baja tensión conforme a lo establecido en el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, que considera la condición más desfavorable posible cuando los pies de la persona están lo suficientemente alejados del electrodo para que se considere a potencial 0 V. No obstante, el valor de la tensión que realmente se aplica al cuerpo de la persona que transita o toca una masa metálica puesta a tierra no coincide exactamente con las tensiones de paso o contacto, tal como se han definido anteriormente. El contacto de los pies o manos con la superficie del terreno o con la masa, suponen unas resistencias adicionales en el circuito (Rs), que hacen que la tensión real aplicada al cuerpo sea inferior a la inicialmente considerada. De lo anterior se obtienen los conceptos de tensión de paso aplicada (Upa) o la tensión de contacto aplicada (Uca) que son, respectivamente, la parte de las tensiones de paso o contacto anteriormente definidas que se aplican a la resistencia propia del cuerpo humano Rh, cuyo valor se establece en 1000 Ω. Para clarificar los conceptos anteriores debe prestarse atención a la Figura 10.10, en donde las relaciones entre las tensiones de paso y contacto y las tensiones aplicadas correspondientes son: (10.6) de donde: (10.7) Análogamente: (10.8)

Esquemas de distribución en baja tensión. Tierras

Figura 10.9. Tensiones de paso (U p ) y contacto (Uc).

279

280 Tecnología eléctrica

Figura 10.10. Relación entre las tensiones de paso y contacto [Up y Uc) y las tensiones aplicadas correspondientes (Upa y Uca).

con lo que: (10.9) Como se ha indicado anteriormente, la resistencia del cuerpo humano se estima en 1000 Ω, tanto para la trayectoria entre los pies, como para la que hay entre la mano y el pie. Por otro lado, la resistencia de contacto entre los pies y suelo o entre la mano y las masas metálicas pueden asimilarse a electrodos superficiales de 200 cm2 de superficie. Aplicando la expresión de la Tabla 10.1 correspondiente a un electrodo de placa horizontal cuadrada de superficie 0,02 m2, se tiene: (10.10) con lo que la tensión de paso resulta: (10.11) y la tensión de contacto queda: (10.12)

Esquemas de distribución en baja tensión. Tierras

281

Existe además un tipo particular de la tensión de paso aplicada que es el que se da en el acceso a un centro de transformación, donde el local tiene un suelo aislante y su resistividad (ρ*) es claramente distinta de la de la tierra que lo circunda. En ese caso, donde un pie está sobre la superficie del centro de transformación y el otro en el terreno, la expresión que relaciona la tensión de paso y la tensión aplicada es (10.13)

Para poder aplicar las fórmulas es necesario ahora determinar los valores de las tensiones máximas de paso y contacto Up, Uc y Up,acceso en la instalación y también las tensiones máximas admisibles por el cuerpo humano Upa y Uca. Estas últimas se tratarán en el siguiente apartado. En lo que respecta a las tensiones máximas de paso y contacto, hay que diferenciar las instalaciones de baja tensión de las instalaciones de media tensión y centros de transformación. En Baja Tensión

En las instalaciones de baja tensión las tensiones de paso no se utilizan, debido a que las corrientes de defecto que se producen en ellas son pequeñas frente a las que se dan en alta tensión y a que las distancias de la instalación al electrodo de puesta a tierra, es muy grande, con lo que no hay tensión transferida apreciable al terreno. En cambio, como ya se ha indicado anteriormente en este apartado, se toma como tensión de contacto aquella de valor igual a la tensión máxima en el electrodo, ya que las masas accesibles están conectadas, mediante conductores de muy baja resistencia, al electrodo de tierra y la tierra física donde se localiza la masa está muy alejada de dicho electrodo, con lo que su tensión será la de referencia (0 V). U pmax = 0

(10.14)

Ucmáx = IdBTRt

(10.15)

En Alta y Media Tensión (Centros de Transformación)

En media tensión, las tensiones de paso y contacto máximas serán función de la geometría del electrodo de puesta a tierra y de la difusión de la corriente por el terreno. Dado que en los centros de transformación la puesta a tierra se hace normalmente mediante una malla equivalente a la explicada en el Ejemplo 10.1, el cálculo de la resistencia de tierra y de la tensión máxima en el electrodo, se realiza como se indicó en él. Pero además, para determinar las tensiones correspondientes de paso y contacto se dan factores, como los reflejados en la Tabla 10.4, que permiten su cálculo a partir de la resistividad del terreno. La Tabla 10.4 corresponde a un anillo enterrado rectangular de 4 x 3 m, de conductor de cobre de 50 mm2, con picas de 14 mm de diámetro y longitud según lo reflejado en la primera columna (Lp). Como se puede observar en dicha tabla, la tensión de paso es del orden de cuatro veces inferior y la tensión de contacto y la de paso en acceso es aproximadamente dos veces inferior a la tensión máxima del electrodo, salvo en el caso de malla sin picas. Estas relaciones aproximadas también se pueden utilizar para el cálculo cuando no se dispongan de tablas que nos permitan su estimación de manera más precisa, dado que los valores indicados como aproximados (Rt/4 y Rt/2) son valores conservadores, que darán prácticamente siempre una tensión superior a la de las tablas. Con todo lo indicado se pueden entonces expresar

282 Tecnología eléctrica Tabla 10.4. Valores de los factores de cálculo de tensiones de paso y contacto.

Configuración

Longitud de las picas Lp(m)

Factor de resistencia kr

Factor de tensión de paso kp

Factor de tensión de contacto kc= Kpacceso

—

0,137

0,0287

0,0868

Conductor de cobre de 50 mnr enterrado a 0,5 m, en forma de rectángulo de 4m x 3m y con 4 picas de 14 mm de diámetro uniformemente repartidas en el perímetro

2 4 6 8

0,100 0,080 0,067 0,058

0,0231 0,0178 0,0143 0,0119

0,0506 0,0355 0,0270 0,0217

Conductor de cobre de 50 mm2 enterrado a 0.5 m, en forma de rectángulo de 4m x 3m y con 8 picas de 14 mm de diámetro uniformemente repartidas en el perímetro

2 4 6 8

0,088 0,067 0,055 0,047

0,0200 0,0143 0,0110 0,0089

0,0402 0,0252 0,0179 0,0137

Conductor de cobre de 50 mnr enterrado a 0.5 m, en forma de rectángulo de 4m x 3m y sin picas

las tensiones máximas de paso y contacto como: (10.16) (10.17) (10.18)

10.5.

Condiciones de protección y separación

Las condiciones que determinan la resistencia de puesta a tierra necesaria están, en primer lugar, relacionadas con la tensión máxima de contacto admisible por el cuerpo humano, verificándose que se cumple la condición dada por las fórmulas que relacionan las tensiones de paso y contacto con las aplicadas correspondientes. En el caso de las instalaciones de baja tensión, la tensión de contacto admisible está fijada por el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión en 50 V en condiciones normales y en 24 V en el caso de locales y emplazamientos húmedos.

Esquemas de distribución en baja tensión. Tierras

283

Tabla 10.5. Valores de los factores de cálculo de tensiones límite aplicadas de paso y contacto. t(s)

K

n

U

0,1 < t < 0,9

72

1

Según fórmula

0,9 < t < 3,0

78,5

0,18

Según fórmula

3,0 < t < 5.0

....

....

64 V

t > 5,0

....

50 V

Para las instalaciones de media tensión, la instrucción MIE-RAT-13 del Reglamento de Centrales, Subestaciones y Centros de Transformación, establece que la tensión límite de contacto aplicada y la tensión límite de paso aplicada, soportables por el cuerpo humano, se obtiene de las siguientes expresiones:

Uca= y

𝐊𝐊

(10.19)

𝐭𝐭 𝐧𝐧

Upa = 10

K

tn

(10.20)

donde t es el tiempo máximo de actuación de las protecciones y los valores de K y n vienen dados en la Tabla 10.5. Las expresiones y valores de los factores que permiten el cálculo de las tensiones límites soportables anteriores se obtienen de curvas, experimentalmente obtenidas, que relacionan los efectos fisiológicos producidos por la corriente que circula por el cuerpo humano y determinan las correspondientes tensiones admisibles, a partir de las resistencias equivalentes del cuerpo, entre las manos o entre las manos y los pies. En el capítulo 12, dedicado a la protección contra los choques eléctricos, se describen de manera más detallada dichas curvas experimentales y la forma de obtener dichas tensiones límite. En resumen, las condiciones a cumplir son: En Baja Tensión

Ucamáx = 50V o 24 V ≥ IdBTRt

(10.21)

284 Tecnología eléctrica En Alta y Media Tensión (Centros de transformación)

(10.22) (10.23) (10.24)

Pero ésta no es la única condición a cumplir por el sistema de puesta a tierra. La tensión transferida por tierra puede someter a los aislamientos a tensiones no admisibles. En primer lugar, se encuentran los aislamientos del cuadro de baja tensión del propio centro de transformación, que lógicamente está conectado a la misma tierra del centro de transformación, con lo que la tensión máxima trasferida al electrodo debido a la intensidad en condiciones de defecto en alta tensión, IdATRt, se convierte en la tensión que debe soportar el aislamiento del cuadro de baja tensión entre partes activas y la envolvente. Por ello, los cuadros de baja tensión de los centros de transformación se clasifican en función de la tensión de aislamiento máxima que pueden soportar (UBTCT) y su elección estará condicionada al valor de la resistencia de tierra, Rt, de manera que: IdATRt ≤ UBTCT

(10.25)

Pero además hay otras situaciones parecidas a la anterior que pueden limitar el valor máximo de la resistencia de puesta a tierra. En redes de baja tensión, en donde se distribuye neutro, si la tierra del neutro no es independiente de la del centro de transformación, se pueden producir situaciones en las que el aislamiento de los materiales y aparatos de baja tensión conectados en la red de baja pueden verse sometidos a tensiones trasferidas muy superiores al nivel máximo que deben soportar. Como puede observarse en la Figura 10.11, al producirse un fallo de aislamiento entre una fase en alta tensión y la tierra del centro de transformación, que coincide con la del neutro en este caso, puede aparecer una tensión entre las fases de baja tensión y la tierra, en el punto de utilización de baja tensión, que en el caso más desfavorable será U2 = RtIdAr + U0, siendo U0 la tensión nominal de la red de baja tensión entre fase y tierra. La tensión U2 no debe superar 1000 V para garantizar la integridad del aislamiento, lo que limita el valor de Rt, excepto cuando las tierras del neutro y del centro de transformación son independientes. De igual manera, la unión de las tierras del centro de transformación y de la instalación de baja tensión, tanto si el neutro está referido a una tierra independiente de ellas o no, puede hacer que se trasfiera una tensión de contacto igual a la tensión máxima del electrodo del centro de transformación (IdATRt) en las masas conductoras accesibles de los aparatos en baja tensión. Esto se puede dar, por ejemplo, cuando no se puede conseguir una independencia efectiva entre tierras si el centro de transformación está dentro del mismo edificio que la instalación de baja tensión. El Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión establece que sólo podrán unirse las masas del centro de transformación y de baja tensión si dicha tensión de contacto es menor que la

Esquemas da distribución en baja tensión. Tierras

285

Figura 10.11. Tensiones trasferidas en el caso de que ¡as tierras del neutro y del centro de transformación no sean independientes.

tensión de contacto máxima aplicada admisible, o lo que es lo mismo, si: (10.26)

Esto puede suponer una limitación adicional para la resistencia Rt. El hecho de que la falta de separación eléctrica de las tierras del neutro o la de utilización de la instalación de baja tensión, respecto de la tierra de alta tensión, imponga condiciones más restrictivas a la resistencia de puesta a tierra, implica muchas veces la necesidad de tener que garantizar la separación física efectiva de éstas para evitar anillos muy grandes y un número de picas excesivo, que garanticen el valor de resistencia de puesta a tierra necesario en la instalación durante toda su vida y épocas del año. Dado que los cálculos de resistencia de puesta a tierra son estimados y que sólo se conoce el valor real después de realizar medidas en la instalación (lo que implica su realización previa), se puede entender que no es sencillo determinar tampoco cuál es la distancia mínima entre tierras que garantiza su separación eléctrica. El Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión indica que, para conseguir este objetivo, la distancia sea de, al menos, 15 m para terrenos cuya resistividad no sea elevada (< 100 Ωm) y cuando el terreno sea muy mal conductor, la distancia se calculará, aplicando la fórmula:

(10.27) siendo: ■ ■ ■

D: la distancia entre electrodos, en metros; p: la resistividad media del terreno en Qm; IdAT: la intensidad de defecto a tierra, en amperios, para el lado de alta tensión, que será facilitado por la empresa distribuidora eléctrica; y

286

Tecnología eléctrica  U: igual a 1200 V para sistemas de distribución TT, siempre que el tiempo de eliminación del defecto en la instalación de alta tensión sea menor o igual a 5 s y 250 V, en caso contrario. Para redes TN, U será inferior a dos veces la tensión de contacto máxima admisible de la instalación (IdRt/2). EJEMPLO 10.2 Se desea determinar la puesta a tierra necesaria en un centro de transformación prefabricado de 20 kV/400 V sobre un terreno de resistividad ρ = 350 Ωm, realizada con electrodo de puesta a tierra rectangular, de conductor de cobre de 50 mm2, de dimensiones 4 m × 3 m, a 0,5 m de profundidad y con un cuadro de baja tensión de nivel de aislamiento correspondiente a 8000 V (U B TCT ) en tres condiciones diferentes: 1. Con el neutro en el transformador de media tensión de la subestación referido a tierra con Rn = 35Ω y con el neutro de la instalación de baja tensión del centro de transformación separado de la tierra de éste. 2. Con el neutro de la instalación de baja tensión unido a la tierra del centro de transformación. 3. Con la tierra del centro de transformación unida a la de utilización de la instalación de baja tensión (tierra del edificio al que alimenta el centro). Para los cálculos, debe tenerse en cuenta que los relés de protección de defecto a tierra son de tiempo independiente de corriente I'd = 40 A y el tiempo de actuación es t' = 0,5 s. Por otro lado el suelo del centro de transformación es aislado y con una resistividad equivalente de ρ* = 3000 Ωm. SOLUCIÓN 1. Con el neutro en el transformador de media tensión de la subestación referido a tierra con Rn = 35Ω y con el neutro de la instalación de baja tensión del centro de transformación separado de la tierra de éste. La resistencia de puesta a tierra necesaria cuando el neutro de la línea de media tensión en la subestación está referido a tierra (.Rn) y el neutro de la línea de baja tensión del centro de transformación está separado de la tierra de éste (R,), se obtiene a partir de las corrientes calculadas en caso de defecto en alta tensión (JdAT según la expresión equivalente a la obtenida en el Ejemplo 7.1), que vienen dadas en este caso por las dos ecuaciones siguientes:

con lo que el valor máximo de Rt se obtiene por:

A partir de este valor se puede determinar el número de picas, de 2 m por ejemplo, a añadir a la malla para cumplir el requisito ( 1017.6 V. luego se cumple la condición (10.22)

con lo que se obtiene 219.6 V > 3077.5 V, luego no se cumple la condición (10.23)

con lo que se obtiene 15912 V > 3077,5 V, luego se cumple la condición (10.24). El que no se cumpla la segunda condición implica la necesidad de aislar de tierra todas las masas metálicas accesibles del centro de transformación, tales como puertas o envolventes metálicas y así evitar la transferencia de tensión a ellas a través de la tierra. De otra forma se debería reducir la resistencia de tierra, añadiendo picas, hasta conseguir que se cumpla la condición, pero además hay que considerar que la disminución de la resistencia de tierra implica también el aumento de Id, con lo que la solución que se aplica habitualmente es la de aislar las masas accesibles del centro con respecto a tierra. En lo que respecta a la tensión de paso de acceso debe observarse que el aislamiento del suelo del centro, mediante capas de superficie aislante por ejemplo, favorece claramente el cumplimiento de la condición. 2. Con el neutro de la instalación de baja tensión unido a la tierra del centro de transformación. La resistencia de puesta a tierra cuando el neutro del centro de transformación está unido a su tierra se obtiene partiendo de la misma condición que la de la condición 1, pero además el hecho de que el neutro del transformador del centro esté unido a la tierra de éste implica adicionalmente que: U 2 = I dAT R t + U 0 ≤ 1000V donde:

288

Tecnología eléctrica

y, por tanto:

Esta condición es más restrictiva que la del anterior apartado, con lo que serán los valores ahora determinados los que se deben utilizar para el cálculo. Además, como en el caso anterior, la resistencia de la malla sola es de 70 Ω, que es ahora muy superior a la resistencia requerida, pollo que han de añadirse un determinado número de picas. Para ello utilizando la Tabla 10.4 y con:

Se tendrá que disponer de 8 picas de 4 m o de 4 picas de 6 m para obtener un valor inferior al límite calculado. Eligiendo la primera opción, se tiene que kp = 0.0143 y kc = kpacceso = 0.0252 y el cumplimiento de las condiciones adicionales es ahora:

con lo que se obtiene 4464 V > 1541.5 V, luego se cumple la condición (10.22)

con lo que se obtiene 219,6 V > 2716.5 V , luego no se cumple la condición (10.23)

con lo que se obtiene 15912 V ≥ 2716,5 V, luego se cumple la condición (10.24). El resultado es análogo al obtenido para la condición 1. No obstante, en muchas ocasiones, la unión eléctrica del neutro con la tierra de alta tensión no es posible, no sólo por no poder lograr fácilmente una resistencia de puesta a tierra lo suficientemente baja, si no por la imposibilidad de separar las tierras de baja tensión y alta tensión, lo que implica que si el neutro también está unido a éstas, el sistema de la red no puede ser TT (sería necesariamente TN, al tener neutro y tierra de utilización de la instalación unidos). En estos casos el neutro se conectaría a una tierra a una distancia superior a la indicada en el Apartado 10.5, aislando el conductor que conecta el neutro del transformador de distribución con aislamiento de 1000 V e instalándolo bajo tubo para tener una adecuada protección mecánica. En el caso del ejemplo que nos ocupa y según lo prescrito en el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, la distancia mínima de la tierra en donde conectar el neutro respecto de la tierra de alta tensión, será de 15 m, pues la resistividad del terreno es baja. Si se aplicara la Expresión (10.27) tendríamos, para una red TT, con corriente de defecto correspondiente a la calculada para la condición 1 con neutro independiente:

Esquemas de distribución en baja tensión. Tierras

289

Figura 10.12. Separación de tierras del centro de transformación y del neutro.

3. Con la tierra del centro de transformación unida a la de utilización de la instalación de baja tensión (tierra del edificio al que alimenta el centro). Para el caso en que la tierra del centro de transformación esté unida a la tierra de utilización de la instalación de baja tensión (edificio), la condición adicional a cumplir es la dada en la Expresión (10.26):

con lo que

y, por tanto.

Al igual que antes

Con las dimensiones de la malla y el número de picas indicadas en la Tabla 10.4, no hay esquema que cumpla la condición y se necesitarán otras tablas correspondientes a mallas mayores y con más picas. En caso de no tener tablas para la configuración propuesta, se puede calcular el número de picas procediendo como se hizo en el Ejemplo 10.1, pero con una malla de mayor longitud. Si el rectángulo de 4 × 3 m pasa a ser la malla de 32×16 m del edificio del Ejemplo 10.1, dado que se consideran las tierras de baja tensión y del CT unidas se tiene: Lmalla = 3 · (16 + 32) = 144 m πr2 = 16·32 → r = 12,8 m

290

Tecnología eléctrica

y por tanto:

Si se utilizan picas de 8 m (Rpicas = ρ/8 = 0,125ρ) y se separan de la malla a una distancia suficiente como en el caso del Ejemplo 10.1, se tiene que:

con lo que p = 350 Ωm y n = 58 picas. En cuanto a las tensiones de paso y contacto, se pueden utilizar las condiciones indicadas en el Apartado 10.5, con lo que:

con lo que se obtiene 4464 V ≥ 56.6 V luego se cumple la condición (10.22).

con lo que se obtiene 219,6 V ≥ 113,6 V, luego se cumple la condición (10.23).

con lo que se obtiene 15912 V ≥ 113.6 V, luego se cumple la condición (10.24). Ahora se cumplen todos los requisitos a la vez dado que la resistencia de puesta a tierra es muy baja y la corriente de defecto está limitada por Rn.

10.6. Instalaciones de puesta a tierra. Esquema general Además del electrodo de puesta a tierra en sí mismo, las instalaciones de tierra en baja tensión presentan una cierta configuración que conviene estudiar en detalle. El esquema general de la instalación se representa en la Figura 10.13. En él se pueden distinguir diferentes elementos, tales como los conductores de protección o los conductores de equipotencialidad, entre otros. Seguidamente se procede a describir su función e indicar sus requisitos básicos.

Esquemas de distribución en baja tensión. Tierras 291

Figura 10.13. Esquema general de la instalación de puesta a tierra en baja tensión. Tomas de tierra

Es el electrodo de puesta a tierra, cuyo objetivo es obtener una adecuada resistencia de puesta a tierra, que puede ser estimada en sus diferentes configuraciones tal y como se ha descrito en el Apartado 10.3. Puede estar constituido por diferentes elementos, tales como: ■ Picas: barras, perfiles o tubos de dimensiones normalizadas y conforme a las normas UNE 21056 [8] y UNE 202006 [6], ■ Placas: rectangulares (1 m x 0,5 m) o cuadradas (1 m x 1 m) de 2 mm de espesor en cobre y 3 mm en acero galvanizado. ■ Pletinas y conductores desnudos de cobre de sección superior a 35 mm2, conforme a las normas UNE 21022 [7] y UNE-EN 60228 [9], ■ Anillos o mallas metálicas constituidos por los elementos anteriores o sus combinaciones. ■ Armaduras de hormigón enterradas; con excepción de las armaduras pretensadas. ■ Otras estructuras enterradas que se demuestre que son apropiadas. Las condiciones de instalación de las tomas de tierra establecen que deben enterrarse a una profundidad mínima de 0.5 m y de 0.8 m si hay heladas frecuentes. También deben tener una adecuada protección mecánica, contra la corrosión y contra los pares galvánicos y no deben utilizarse para este fin canalizaciones de agua, gas o similares.

292 Tecnología eléctrica

Figura 10.14. Esquema de un puente seccionador en borne de puesta a tierra de las Guías del RBT.

Por último debe considerarse que la configuración de anillo es el método de puesta a tierra obligatorio en edificios para viviendas, según lo establecido en el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión y es recomendable en todos los demás casos. Líneas de enlace

Son los conductores que unen la toma de tierra al borne de tierra correspondiente. Pueden estar protegidos contra la corrosión y contra riesgos mecánicos y en dicho caso su sección puede ser menor. Su unión con las tomas de tierra, ya sean anillos, picas o placas se realiza mediante grapas de conexión, o soldadura aluminotérmica o soldadura autógena. Bornes de puesta a tierra

Son los terminales principales de la instalación principal de tierra, donde se conectan los conductores de tierra o líneas de enlace, los conductores de protección, los conductores de unión equipotencial principal y los conductores de puesta a tierra funcional. Al ser el primer elemento del circuito accesible en la instalación, el borne de puesta a tierra es el punto idóneo para la medida y control de la resistencia de puesta a tierra. Para ello debe poder desconectarse el resto del circuito de tierra, dejando únicamente la toma de tierra para la medida. A este fin, el borne incorpora un puente seccionador como el representado en la Figura 10.14. En las instalaciones de baja tensión, en general debe colocarse un borne de puesta a tierra en el origen de la instalación, o sea, donde se localizan los contadores, pero también es conveniente que se dispongan bornes en los lugares donde se sitúan las estructuras metálicas principales del edificio o en los cuadros generales de protección de la instalación. Conductores equipotenciales

Son los conductores que unen las masas metálicas de los elementos y aparatos del local o edificio con el fin de garantizar que todas ellas están al mismo potencial. Pueden ser de dos tipos: ■ Conductores de unión equipotencial principal: son los que unen los elementos metálicos de la estructura del edificio a las líneas principales de tierra

Esquemas de distribución en baja tensión. Tierras 293

Figura 10.15. Esquema de conexión a tierra en forma radial (estrella) de las Guías del RBT. ■

Conductores de equipotencialidad suplementaria: unen las partes metálicas de los locales donde se requiera dicha protección, a fin de evitar que un fallo de aislamiento transfiera tensión a una masa que quede a distinto potencial que el resto de masas. Para aquellos locales donde se prescriba la obligación de disponer de unión equipotencial, se debe unir el conductor de protección de los equipos con tierra y las tomas de tierra de las bases de toma de corriente, con las canalizaciones metálicas de los servicios de suministro y desagües (agua, gas, etc.), con las canalizaciones metálicas de calefacción centralizada y sistemas de aire acondicionado, con las partes metálicas accesibles de la estructura del edificio (como marcos metálicos de puertas y ventanas, salvo si están aislados de la estructura del edificio) y con otras partes conductoras externas que sean susceptibles de transferir tensión.

Figura 10.16. Esquema de conexión a tierra y de equipotencialidad de equipos que se interconectan con cables de señal de las Guías del RBT.

294 Tecnología eléctrica Tabla 10.6. Valores mínimos de la sección de los conductores de protección en función de la sección de los conductores de fase.

SECCIÓN DE LOS CONDUCTORES DE FASE S(mm2)

SECCIÓN MÍNIMA DE LOS CONDUCTORES DE PROTECCIÓN Sp (mm2)

S ≤ 16 16 < S ≤ 35 S > 35

Sp = S S p = 16 Sp = S/2

También pueden usarse la equipotencialidad suplementaria por motivos funcionales y de protección contra perturbaciones. Un caso particular se da en la instalación de equipos informáticos o equipos que transmiten señales entre ellos. En este caso, la disposición de las conexiones de los equipos a la toma de tierra se debe hacer de forma radial para evitar que las corrientes de alta frecuencia que circulan por los conductores de tierra creen tensiones transferidas. Pero, en cambio, cuando los aparatos se interconectan entre sí mediante cables de señal, las masas deben interconectarse equipotencialmente. Las Figuras 10.15 y 10.16 reflejan dichas construcciones. Conductores de protección

Son los conductores que unen a tierra las masas de los equipos y de las instalaciones eléctricas que son susceptibles de ponerse en tensión, para la protección contra contactos indirectos. También se pueden usar por razones funcionales. Como conductores de protección en las instalaciones eléctricas pueden usarse conductores de cables multiconductores, o conductores aislados o desnudos que posean una envolvente común con los conductores activos, o conductores separados desnudos o aislados. Las dimensiones mínimas de los conductores de protección están directamente relacionadas con la sección de los conductores de fase del circuito al que pertenecen. La Tabla 10.6 refleja dichos valores. Las secciones de la tabla tienen en cuenta requisitos eléctricos y mecánicos por aproximación. Por otro lado, la sección del conductor de protección debe ser capaz de conducir la corriente de cortocircuito en caso de fallo a tierra sin deterioro de éste. La corriente que deberá soportar el conductor de protección es Id durante el tiempo t en el que actúan las protecciones. La corriente Id es pequeña, en general, en redes TT, pero en redes TN puede ser significativa, por lo que en redes TN, debe verificarse si la sección del conductor de protección debe ser mayor a la de la tabla para cumplir con la condición anterior. La norma UNE 20460-5-54 [5] establece la forma de calcular la sección en las condiciones descritas. La energía puesta en juego en el cortocircuito es proporcional a I2Rt y la disipada en el cable es proporcional a su sección S y a la temperatura que alcanza el conductor. Como la resistencia del conductor es inversamente proporcional a su sección (R = ρL/S), se tiene que la sección S será función de la intensidad /, del tiempo t y de la temperatura admisible por el aislamiento del cable. La fórmula establecida en la norma para el cálculo es:

(10.28) Donde:  Id es la corriente de defecto a tierra que circula por el conductor de protección.  t es el tiempo de actuación del dispositivo de protección después del defecto (t < 5 s); y

Esquemas de distribución en baja tensión. Tierras 295

Tabla 10.7. Valores del coeficiente k para distintos tipos de aislamiento y formas de instalación.

Conductores de protección no incorporados a los cables y conductores de protección desnudos en contacto con el revestimiento de cables Naturaleza del aislante de los conductores de protección o de los revestimientos de cables PVC PR/EPR Caucho butilo Temperatura inicial Temperatura final Material del conductor Cobre Aluminio Acero

30ºC 160ºC 143 95 52

30°C 250ºC k 176 116 64

33ºC 220ºC 166 110 60

Conductores de protección que constituyen en cable multiconductor Naturaleza del aislamiento PVC PR/EPR Caucho butilo Temperatura inicial 70ºC 90ºC 85ºC Temperatura final 160ºC 250ºC 220ºC Material del conductor k Cobre 115 143 134 Aluminio 76 94 89 Conductores desnudos que no corren el riesgo de dañar materiales próximos para las temperaturas indicadas Condiciones Materiales del conductor

Visible y en los emplazamientos reservados

Condiciones normales

Temperatura máxima 200ºC 500ºC Cobre (valor de k) 159 228 Temperatura máxima 300ºC 200ºC Aluminio (valor de k) 125 105 Temperatura máxima 500ºC 200ºC Acero (valor de k) 58 82 Nota: La temperatura inicial del conductor se considera que es de 30ºC



Riesgo de incendio 150ºC 138 150ºC 91 150ºC 50

k es una constante que depende del tipo de aislamiento de los conductores y de la disposición del conductor de protección respecto a los demás. Los valores de k vienen dados en tablas en la norma UNE 20460-5-54, tal como se reflejan en la Tabla 10.7.

EJEMPLO 10.3 Un edificio industrial dispone de un centro de transformación propio, de forma que en éste se disponen las protecciones de los circuitos interiores que parten del propio centro. La red de baja tensión de la industria es de configuración TN-S. Habiéndose medido la impedancia de bucle, se obtuvo un valor de 0,1 Ω Se trata de determinar la sección mínima de los conductores de protección de los circuitos interiores tanto suponiendo que discurren por canalizaciones independientes como comunes a los de fase y que estos tienen una sección de 25 mm2 y son de aislamiento de PVC. Considérese que el tiempo de actuación de las protecciones es de 2 s.

296

Tecnología eléctrica

Figura 10.17. Esquema del centro de trasformación de la instalación industrial del Ejemplo 10.3.

SOLUCIÓN Aplicando los dos métodos descritos: ■ Según Tabla 10.6, para la sección de fase de 25 mm2, la sección del CP debe ser 16 mm2 como mínimo. ■ Según UNE 20460-5-54: • Impedancia de bucle de tierra de 0.1 (TN-S). • Corriente máxima de defecto de Id = 230/0.1 = 2300 A. • Tiempo de actuación de protecciones de 2 s. Se tienen dos casos: Caso A: El conductor de protección va por la misma canalización que los de fase, k = 143, según Tabla 10.7, y de la Expresión (10.28) se obtiene: S=

√23002 ·2 143

= 22,75 mm2 → 25 mm2, que es superior al mínimo.

Caso B: El conductor de protección discurre fuera de la canalización, desnudo, visible y en emplazamiento reservado con lo que el valor de k es 228, según Tabla 11.7, y de la Expresión (10.28) se obtiene: S=

√23002 ·2 228

= 14,26 mm2 → 16 mm2

Como puede observarse el modo de canalización del conductor de protección condiciona su sección y justifica la necesidad de tener en cuenta el cálculo requerido por la norma UNE 20460-5- 54 a la vez que los valores mínimos dados por la tabla.

Esquemas de distribución en baja tensión. Tierras 297

Figura 10.18. Esquema del circuito de medida de un telurómetro.

10.7. Medida de la resistencia de puesta a tierra La medida de la resistencia de puesta a tierra es un paso necesario a la finalización de una instalación eléctrica. La comprobación de que los valores estimados en el diseño y cálculo se corresponden con los que realmente existen en la instalación es fundamental para garantizar que las protecciones cumplen los requisitos establecidos. La medida la comprobará el Director de obra o el instalador autorizado y se medirá y revisará anualmente cuando el terreno esté más seco. Antes de la medida, se debe desconectar el electrodo de tierra del resto de la instalación de puesta a tierra mediante el puente seccionador de tierra. La medida se realiza por medio de un telurómetro. Este aparato consiste básicamente en dos circuitos, uno con un generador que inyecta una corriente conocida en el circuito de tierra que se desea medir y otro consistente en un voltímetro que mide la tensión transferida entre dos puntos (Figura 10.18). Uno es el punto de puesta a tierra donde se desea medir y el otro es un punto de tierra lo suficientemente alejado como para que en él, el potencial sea de 0 V. La medida en la práctica se hace con tres puntos de medida, uno de los cuales es el punto donde se desea determinar la resistencia de puesta a tierra (TT) y los otros son electrodos auxiliares (P41 y PA2) suficientemente separados entre sí y separados con respecto a TT (D(TT–PA2) = D(PA2–PA1) > 10 m). La Figura 10.19 representa el esquema de la disposición de elementos de medida. El telurómetro inyecta una corriente entre PA1 y TT y mide tensión entre PA2 y TT. Antes de dar el valor como definitivo debe variarse la posición de PA2 unos metros y comprobar que el valor de tensión entre PA2 y TT no varía, lo que implica que PA2 está a suficiente distancia como para encontrarse a un potencial de 0 V. El valor de tensión medido, dividido por el de corriente inyectada, da la resistencia de tierra en ese punto. Otra forma de medir la resistencia de puesta a tierra, aunque de forma indirecta se realiza con la instalación en tensión, midiendo toda la impedancia del bucle entre fase y tierra. La medida en la práctica es mucho más fácil de realizar pues no requiere de la desconexión de la instalación ni

298

Tecnología eléctrica

Figura 10.19. Esquema de la disposición de los elementos de medida de resistencia de puesta a tierra.

del seccionamiento de la tierra en el borne principal aunque, como se explica a continuación, es menos precisa que la medida anterior. La resistencia medida no es RE, sino la suma de la resistencia de tierra, más la de puesta a tierra del neutro, más la impedancia equivalente del transformador, más la resistencia de los cables de fase hasta el punto de medida y la del conductor de protección desde el punto de medida hasta el punto de puesta a tierra (R = RE + R0 + Rtrafo + RL3 + RPE). ES por tanto siempre una resistencia mayor que la de puesta a tierra RE, con lo que su uso en los cálculos siempre garantizará un resultado más seguro que el que se da en la realidad (Figura 10.20). Otra medida que debe verificarse en la instalación es la que permite evaluar la separación efectiva entre las tierras del neutro y de utilización de la instalación o entre la tierra de alta tensión y la de utilización (baja tensión). El procedimiento de medida es similar al de medida de resistencia de puesta a tierra, pero en este caso, el generador inyecta la corriente Id o una fracción de ella y lo que se mide es una tensión no superior a 50 V para que la separación se considere efectiva, o lo que es lo mismo, que dos tierras están separadas si al hacer circular una corriente equivalente a la de defecto de la instalación (Id) la tensión transferida a la otra es inferior a 50 V. El procedimiento de medida tal como se refleja en las Guías del Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión se resume en: 1. Desconectar la instalación de BT lo más cerca posible de la salida del transformador AT/BT. 2. Desconectar los puentes de la línea de enlace del borne de puesta a tierra, tanto en AT (R) como en BT (RA). 3. Clavar un electrodo auxiliar a una distancia suficientemente grande (> 50 m) para que la tensión sea nula (Raux1).

Esquemas de distribución en baja tensión. Tierras 299

Figura 10.20. Esquema de la disposición de los elementos de medida de la resistencia de bucle.

4. Hacer circular una corriente (Id) entre los anteriores puntos, R y Raux1. 5. Clavar un nuevo electrodo auxiliar Raux2 en un punto intermedio de los dos anteriores. 6. Verificar que Raux2 está en terreno de potencial nulo. La tensión entre Raux2 y RA no varía acercando y alejando Raux2 un mínimo de 2 m con respecto a RA. Si no, aumentar la distancia entre R y Raux1 y volver al punto 4. 7. Registrar el valor final de la tensión entre RA y Raux2. 8. Las tierras son independientes si la tensión registrada en el punto 7 es inferior o igual a 50 V o a la proporción correspondiente si la corriente inyectada es una fracción de Id. Debe entenderse que esta medida es de especial importancia para el diseño de la instalación en tanto que, como se indicó en el Apartado 10.5 y se refleja en los cálculos realizados en el Ejemplo 10.2, si la medida no confirma la separación efectiva de las tierras de alta y baja tensión, la resistencia de puesta a tierra necesaria y su diseño están condicionadas de manera importante para poder garantizar la seguridad de la instalación.

10.8.

Bibliografía

[1] John D. Kraus. Electromagnetismo. Ed. McGraw-Hill, 1986. [2] Guías del Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. [3] Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. [4] Reglamento sobre Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación.

300

Tecnología eléctrica

[5]

UNE 20460-5-54. Instalaciones eléctricas en edificios. Parte 5: Elección e instalación de los materiales eléctricos. Puesta a tierra y conductores de protección. AENOR.

[6]

UNE 202006.Electrodos de puesta a tierra para instalaciones de baja tensión. Picas cilíndricas acoplables de acero-cobre. AENOR.

[7]

UNE 21022. Conductores de cables aislados. AENOR.

[8]

UNE 21056. Electrodos de puesta a tierra. Picas cilíndricas acoplables de acero-cobre. AENOR.

[9]

UNE-EN 60228. Conductores de cables aislados. AENOR.

ESQUEMAS GENERALES DE LAS INSTALACIONES DE BAJA TENSIÓN. PROTECCIÓN CONTRA SOBRETENSIONES Y SOBREINTENSIDADES

11 Capítulo

El objeto de este capítulo es describir las distintas formas de protección de los circuitos de las instalaciones eléctricas contra las sobrecargas, los cortocircuitos y las sobretensiones, estableciendo, en cada caso, la forma de selección de los dispositivos de protección. En primer lugar se describe el esquema general, que muestra la distribución física de los dispositivos de protección en una instalación de baja tensión y se definen algunos conceptos asociados a cada circuito protegido, cuyos valores son necesarios para la selección de los dispositivos de protección. A continuación se establece el método para la determinación de las intensidades admisibles por los conductores de un circuito a partir de criterios térmicos. También se establecen las expresiones que relacionan el calentamiento admisible del conductor frente a una corriente de defecto, con respecto al tiempo en que esta corriente está presente, obteniendo los valores de intensidad admisible de los conductores en condiciones de cortocircuito. Posteriormente se especifican los modos de cálculo de las corrientes que aparecen como consecuencia de los diferentes tipos de defecto que se pueden producir en las líneas, así como la forma de determinar los diferentes parámetros de la línea asociados al cálculo de cortocircuitos y sobrecargas. Seguidamente, con los parámetros antes definidos, se describen las características de los interruptores automáticos y de los fusibles y se establece el fundamento de la protección frente a sobrecargas y cortocircuitos, junto con los criterios de coordinación entre éstos y los conductores del circuito protegido. De la misma forma se procede con las sobrecargas, describiendo en primer lugar los fenómenos de sobretensión que se producen en líneas eléctricas habitualmente y se describen los distintos tipos de protección aplicables junto con sus características asignadas. Por último, se desarrolla un ejemplo de cálculo de los dispositivos de protección de una instalación, conjuntamente con los parámetros de los elementos del circuito que se coordinan con las protecciones elegidas, comprobando la selectividad de las protecciones en serie.

302 Tecnología eléctrica

11.1. Instalaciones de enlace. Esquema general y definiciones. Antes de entrar en detalle en el desarrollo de las protecciones contra sobreintensidades y sobretensiones, es necesario hacer mención a su ubicación en el sistema eléctrico. A las partes de las instalaciones eléctricas comprendidas entre la red de distribución, en media o baja tensión y la instalación interior o de utilización se les llama instalaciones de enlace y son necesarias para la correcta conexión y protección de las instalaciones y los equipos. Las instalaciones de enlace pueden ser muy simples, por ejemplo cuando se trata de un único usuario que se alimenta de la red con un transformador de abonado y en donde la medida de energía se realiza en media tensión. En ese caso se considera que, a partir del cuadro de baja tensión del centro de transformación, toda la instalación es interior. En este esquema, las protecciones contra sobreintensidades están en el propio centro de transformación, mediante relés o fusibles que actúan de manera combinada con los interruptores automáticos del lado de alta tensión y mediante fusibles en el cuadro de baja tensión, seguidos de interruptores automáticos de protección de cada circuito interior (Figura 11.1). La protección contra sobretensiones se dispone en las líneas aéreas de alta tensión, en la entrada al centro de transformación, mediante pararrayos. En el cuadro de baja tensión del centro de transformación y en el cuadro de protecciones de la instalación interior, la protección contra sobretensiones se efectúa mediante protectores de Tipo 1 y Tipo 2 respectivamente, tal como se establece en el Apartado 11.7. Por otro lado, en el caso de una instalación de baja tensión con múltiples usuarios, la instalación de enlace es bastante más compleja, existiendo diferentes tramos que necesitan protecciones independientes. La Figura 11.2 representa el esquema general de una instalación de enlace de varios usuarios, con centralización de contadores en un único lugar, tal como se representa en el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión. En dicha instalación de enlace puede distinguirse la acometida a la red de distribución en baja tensión (2), que debe ser de sección igual a la de la red para estar adecuadamente protegida con la protección propia de la red de distribución. En el extremo de la acometida se dispone la Caja General de Protección (3)(CGP). Son las cajas que alojan los elementos de protección de las líneas generales de alimentación. Estos elementos de protección pueden ser fusibles y, en su caso, dispositivos de protección de sobretensiones de Tipo 1 que protegen la Línea General de Alimentación (4).

Figura 11.1. Esquema de instalación de enlace para un CT de abonado.

Esquemas generales de las Instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 303

Figura 11.2. Esquema de instalación de enlace para múltiples abonados en baja tensión, con centralización de contadores en un único lugar.

La Línea General de Alimentación (LGA), es aquella que enlaza la Caja General de Protección con la centralización de contadores. De una misma línea general de alimentación pueden hacerse derivaciones para distintas centralizaciones de contadores (7). En su extremo se disponen interruptores generales de maniobra (5) que permiten desconectar toda la instalación en caso de emergencia, entre otras causas. La línea se divide a partir del interruptor general de maniobra para conectar individualmente los contadores (Centralización de Contadores). Los contadores y demás dispositivos para la medida de la energía eléctrica, podrán estar ubicados en módulos (cajas con tapas precintables, paneles o armarios). La protección de cada una de las líneas se realiza mediante un fusible (9). La Derivación Individual (10) (DI), es la parte de la instalación que, partiendo de la línea general de alimentación, suministra energía eléctrica a una instalación de usuario. La derivación individual se inicia en el embarrado general y comprende los fusibles de seguridad, el conjunto de equipos de medida y los dispositivos generales de mando y protección.

304

Tecnología eléctrica

Figura 11.3. Colocación de los dispositivos de protección contra sobrecargas y cortocircuitos, P 1 para la sección Si y P2 para la sección S2. Situación normal (izquierda) y condición límite para derivación (derecha).

En el extremo de la Derivación Individual se dispone la Caja para el Interruptor de Control de Potencia (11) (ICP). El interruptor de control de potencia (ICP) es un dispositivo que coloca la empresa suministradora para controlar que la potencia realmente demandada por el consumidor no exceda de la contratada. Consecuentemente no tiene como objetivo la protección del circuito, sino el control de la potencia utilizada. Al final de la instalación de enlace se colocan los Dispositivos Generales de Mando y Protección (12) (DGMP). Son el conjunto de protecciones que se disponen en el origen de la instalación interior. Comprenden los interruptores automáticos y, en su caso, los interruptores diferenciales y dispositivos de protección de sobretensiones de Tipo 2, Los interruptores automáticos y fusibles se utilizan para la protección contra cortocircuitos y sobrecargas. Los dispositivos de protección contra sobrecargas y contra cortocircuitos deben situarse en el punto en el que se produce un cambio en el circuito, tal como una variación de la sección, naturaleza, o sistema de instalación, que implique una reducción del valor de la corriente admisible de los conductores (Figura 11.3). Los dispositivos de protección contra sobrecargas y cortocircuitos podrán situarse aguas abajo del cambio indicado si la parte del cableado situada entre el punto del cambio y el dispositivo de protección no incluye ni derivaciones ni tomas de comente, su longitud no supera los 3 m, está realizada de forma que reduzca al mínimo el riesgo de cortocircuito y está instalado de manera que se reduzca al mínimo el riesgo de incendio o peligro para las personas.

11.2.

Intensidades máximas admisibles por los circuitos

Todo circuito, tanto de una instalación como de una máquina o aparato, debe estar protegido contra los efectos de las sobreintensidades que puedan presentarse en el mismo, para lo cual la interrupción de este circuito se realizará en un tiempo conveniente o estará dimensionado para soportar las sobreintensidades previsibles. Las sobreintensidades pueden estar motivadas por: ■ Sobrecargas debidas a los aparatos de utilización o a defectos de aislamiento de impedancia elevada. ■ Cortocircuitos.

Esquemas generales de las instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades



305

Descargas eléctricas atmosféricas y otras sobretensiones producidas en las redes eléctricas. Las descargas eléctricas atmosféricas y otras sobretensiones tendrán un tratamiento separado al final de este capítulo, por lo que no serán objeto de análisis en este apartado. Desde un punto de vista práctico, el efecto de las sobrecargas y cortocircuitos es diferente. En las sobrecargas, la corriente I que atraviesa el circuito es superior a la corriente para la que se ha diseñado el circuito IH, pero no necesariamente tan alta como para producir la destrucción instantánea del circuito, como ocurre en los cortocircuitos. Las sobrecargas pueden deberse a la conexión de más receptores de los previstos en una instalación; o a los previstos pero de potencia superior; o a defectos de aislamiento de impedancia suficientemente baja como para producir corrientes significativas, pero que no son de la magnitud de los cortocircuitos. No obstante, la corriente de sobrecarga produce, con el tiempo, un sobrecalentamiento indebido del circuito, que será tanto mayor cuanto más se sobrepase su corriente IH y más tiempo transcurra hasta la eliminación de la sobrecarga, o hasta el corte de la corriente en el circuito, con lo que el objetivo de la protección será limitar la energía que el circuito es capaz de disipar en un tiempo determinado. Es por ello que la característica fundamental de la protección contra sobrecargas es una característica térmica, también llamada de tiempo dependiente y que normalmente funciona limitando la energía que atraviesa un elemento sensible a la temperatura, tal como un bimetal o un circuito electrónico. En el caso de los cortocircuitos, el objetivo de la protección es el corte de las elevadas corrientes de cortocircuito que puede suministrar la red en caso de defecto del circuito, en un tiempo suficientemente corto como para evitar su destrucción. Los cortocircuitos están producidos fundamentalmente por fallos en el aislamiento que provocan la unión de los conductores con impedancia muy pequeña. Los cortocircuitos pueden tener diversos efectos adversos sobre el circuito. Al igual que ocurre con las sobrecargas, al ser la corriente Icc varias veces superior a la intensidad admisible por los conductores y otros elementos del circuito, se producen efectos térmicos que pueden destruir dichos elementos y sus aislamientos en fracciones de segundo. Pero también se producen efectos electrodinámicos, con motivo de la aparición de fuerzas de atracción y repulsión entre conductores cuando por ellos circulan corrientes significativamente altas y que pueden llegar a destruir embarrados, elementos de conexión y de maniobra. En este caso, la característica fundamental de la protección es de tipo magnético, o también llamada de tiempo independiente, para asegurar que, cuando la corriente excede un valor varias veces superior a IB, actúa un sistema instantáneo, tal como un relé o un electroimán, como ha sido explicado en el Capítulo 6. Para la protección contra sobrecargas, se puede decir, en general, que un cable o un componente eléctrico de un circuito que ha sido diseñado para conducir una corriente máxima IB, posee entre sus características nominales la correspondiente a la corriente asignada en servicio continuo In, que lógicamemente tendrá que ser superior o igual al valor IB. En los ensayos de las normas aplicables a los cables y componentes debe verificarse que su calentamiento es adecuado aun cuando se haga circular por ellos una corriente superior en un cierto factor a la corriente asignada (nIn). Manteniendo la hasta la estabilización de la temperatura. El objeto de este ensayo es comprobar que dichos elementos del circuito son capaces de soportar una cierta sobrecarga. En los aparatos y equipos de baja tensión, los conductores internos son, habitualmente, los elementos más sensibles a las sobrecargas, por lo que las sobrecargas admisibles para los cables pueden considerarse como las admisibles para los aparatos, aunque existen algunos casos en los que la capacidad de sobrecarga se determina de forma especial en las normas de aplicación de los aparatos, como un cierto porcentaje de su potencia asignada. Por otro lado, en lo relativo a la capacidad para soportar cortocircuitos y como ya se indicó en el Capítulo 8 para los aparatos de maniobra, estos tienen, entre otras características asignadas,

306 Tecnología eléctrica la intensidad admisible de corta duración, el valor de cresta de la intensidad admisible y la duración admisible asignada de la intensidad de cortocircuito (normalmente 1 s), siendo el valor de cresta el que representa la característica dinámica. En condiciones de cortocircuito en baja tensión y al igual que ocurre en las sobrecargas, la característica térmica está condicionada fundamentalmente por la capacidad de sobrecalentamiento de los conductores, mientras que la característica dinámica está asignada además a las conexiones y los aparatos de maniobra, tales como barras, bornes, interruptores, interruptores magnetotérmicos, fusibles e interruptores diferenciales. Por tanto, la característica térmica en los cables y aparatos se evalúa tanto en condición de sobrecarga, como en condición de cortocircuito. Las condiciones de sobrecarga requerirían conocer la curva característica I – t, que refleja la corriente admisible por los cables y aparatos frente al tiempo máximo para no sobrepasar la temperatura límite. Si se conoce dicha curva, bastaría utilizar un protector de sobrecargas que tuviera una curva de intensidad-tiempo de disparo que quede por debajo de la curva de los conductores internos para garantizar la protección del cable o aparato. El problema, en este caso, es que la citada curva I – t de los conductores internos de los aparatos y de los cables de las instalaciones depende de su construcción, pero también de su colocación y agrupación con otros circuitos, con lo que, en la práctica, es casi imposible determinar la curva para cada caso, que además puede ser diferente para diferentes tramos de instalación. Esto es fácil de entender si se tiene en cuenta que el calentamiento de un cable depende del balance entre la cantidad de calor que genera y el que es capaz de disipar. Consecuentemente, al igual que ocurre en el resto de componentes eléctricos, es más fácil determinar una cierta capacidad de sobrecarga máxima para dichos elementos (Iz) y establecer las características térmicas del protector de forma que, cuando se exceda dicha capacidad de sobrecarga, el protector tenga una actuación en un tiempo suficientemente corto (tiempo convencional tC). Por tanto, para poder salvar este inconveniente práctico, se puede simplificar la condición determinando, para un tiempo suficientemente largo, la corriente máxima admisible por el conductor en función de su aislamiento, número de fases y forma de instalación (Iz). Con el valor de la máxima corriente admisible de larga duración se puede cubrir la peor condición de sobrecarga si las protecciones actúan cuando se sobrepasa dicho valor de corriente. La norma UNE 20460-5-523 [3] determina la forma de cálculo de los valores de la máxima corriente admisible por los conductores y resume en tablas los correspondientes a los aislamientos y formas de instalación más comunes. Como ejemplo, la Tabla 11.1 es de aplicación para conductores de cobre con diferentes tipos de aislamiento y distintas condiciones de instalación y para una temperatura ambiente en el cable de 40º C. En las tablas de la citada norma se cubren tanto las condiciones de los cables de una instalación eléctrica, como las condiciones de uso de los cables como conductores internos en aparatos y máquinas y. por tanto, sirven para determinar su capacidad de sobrecarga. En la Tabla 11.1, tomada del Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, el aislamiento designado como PVC corresponde a policloruro de vinilo, el designado como EPR a etileno propileno y el designado como XLPE a polietileno reticulado, que son tres de los aislamientos de conductor normalizados más comunmente utilizados en instalaciones. Igualmente se indican como "3×” los circuitos trifásicos y como “2×” los monofásicos. La referencia a conductor aislado debe entenderse como conductor y su aislamiento, y la referencia a cable, como conductor aislado (o conductores aislados) más su cubierta. Por otro lado, cuando se instala más de un circuito en una misma canalización se produce un efecto de transmisión de calor entre éstos que limita la capacidad de conducción de corriente de

Esquemas generales de las instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades

307

Tabla 11.1. Intensidades admisibles por los conductores (IZ).

1) 2) 3) 4) 5)

A partir de 25 mm2 de sección. Incluyendo canales para instalaciones -canaletas- y conductos de sección no circular. O en bandeja no perforada. O en bandeja perforada. D es el diámetro del cable.

los cables, por lo que se aplican ciertos factores de reducción a las intensidades especificadas en la Tabla 11.1 para poder obtener el valor final de intensidad IZ aplicable. En la norma UNE 20460-5-523 se establecen dichos factores, como los recogidos en la Tabla 11.2. En condiciones de cortocircuito, en cambio, aunque la actuación del protector sea suficientemente rápida, en cuanto la corriente de defecto exceda la capacidad de sobrecarga, se sobrepasará la condición de equilibrio térmico. El calor que genera la corriente es función de la resistencia de conductor y del tiempo que la corriente está circulando y la energía que disipa, por unidad de tiempo, depende de la conductividad térmica del conductor, de los elementos que lo rodean y del gradiente de temperatura entre éste y el ambiente en el que está, o lo que es lo mismo, del

308 Tecnología eléctrica Tabla 11.2. Factores de reducción para agrupamiento de varios circuitos. Ref.

Disposición de cables contiguos

Número de circuitos o cables multiconductores 1

2

3

4

5

6

7

8

9

12

16

20

Agrupados en una superficie empotrados o embutidos Capa única sobre pared, suelo o superficie sin perforar

1,00

0,80

0,70

0,65

0,60

0,55

0,55

0,50

0,50

0,45

0,40

0,40

1,00

0,85

0,80

0,75

0,75

0,70

0,70

0,70

0,70

3

Capa única en el techo

0,95

0,80

0,70

0,70

0,65

0,65

0,65

0,60

0,60

4

Capa única en una superficie perforada vertical u horizontal

1,00

0,90

0,80

0,75

0,75

0,75

0,75

0,70

5

Capa única con apoyo de bandeja escalera o abrazaderas (collarines), etc.

1.00

0,85

0,80

0,80

0,80

0,80

0,80

0,80

1

2

Sin reducción adicional para más de 0,70 9 circuitos o cables multiconductores.

0,80

aislamiento del conductor, su situación (al aire, sobre pared, metido en un tubo, etc.) y de la temperatura ambiente alrededor del conductor considerado. La energía disipada por el conductor en forma de calor es RI2t y la temperatura que alcanza es función del volumen de material ( S - L ) y de la conductividad del aislamiento, con lo que agrupando en una constante k0 todos los parámetros que dependen de los materiales, se tiene que: RI2t = k0SL

(11.1)

Como, por otro lado, la resistencia R del conductor es inversamente proporcional a su sección S y directamente proporcional a su longitud L, tendremos: 𝐿𝐿

ρ I2t = k0SL 𝑆𝑆

(11.2)

que dado que p es constante para cada tipo de material del conductor (aluminio, cobre, etc.) el tiempo máximo admisible por el conductor se puede expresar como: 𝑡𝑡 = 𝑘𝑘 2

𝑆𝑆 2 𝐼𝐼 2

(11.3)

Para los cortocircuitos de una duración no superior a 5 s, el tiempo t máximo de duración del cortocircuito, durante el que se eleva la temperatura de los conductores, desde su valor máximo admisible en funcionamiento normal, hasta la temperatura límite admisible de corta duración, se puede calcular mediante la siguiente fórmula: S

√t = k I

(11.4)

Que se puede presentar en la forma más práctica por la expresión: (I2t)cable=k2S2

(11.5)

Esquemas generales de las Instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 309 Tabla 11.3. Factor k para el cálculo de valores límite de cortocircuitos en conductores. Aislamiento de los conductores PVC PVC PVC PVC Mineral 70°C < 300 70°C > 300 90°C < 300 90°C > 300 PR/EPR Goma 60 °C Con PVC mm2 mm2 mm2 mm2 Temperatura inicial °C Temperatura final °C

Mineral Desnudo

70 160

70 140

90 160

90 140

90 250

60 200

70 160

105 250

115 76

103 68

100 66

86 57

143 94

141 93

115 *)

135

-

-

Material del conductor Cobre Aluminio Conexiones soldadas con estaño para conductores de cobre

115

El valor de k se obtiene a partir de tablas de la norma UNE 211003-1 [6], como los indicados en la Tabla 11.3. Consecuentemente, para las corrientes de cortocircuito, la característica térmica se determina por el valor I2t admisible del cable. El tiempo de corte t de la corriente que resulte de un cortocircuito Icc que se produzca en un punto cualquiera del circuito, no debe ser superior al tiempo en que los conductores tardan en alcanzar su temperatura límite admisible. En este caso ya no es tan determinante la disipación de calor con el tiempo, dado que el efecto es prácticamente instantáneo, pero sí lo es, la temperatura límite admisible por el aislamiento del conductor. Igualmente, para los aparatos de maniobra de los circuitos de la instalación, se puede generalizar la característica referida a los cables, de manera que: (I2t)aparamenta = Kaparamenta = I2acdtcd

(11.6)

Siendo Iacd la intensidad admisible de corta duración y tcd la duración de cortocircuito asignada a la aparamenta, tal y como se han definido dichas características para los aparatos de maniobra de circuitos en el Capítulo 8 y más adelante en el Apartado 11.4 para los interruptores automáticos. Esto se puede justificar en el hecho de que el límite de corriente admisible en un componente, al igual que en un cable, es función de la energía que es capaz de disipar durante el tiempo en el que la corriente circula y del límite de temperatura admisible. Para los receptores y otros componentes de la instalación en baja tensión no hay normalmente características I2t asignadas, pero generalmente su capacidad de soportar cortocircuitos, al igual que en las sobrecargas, está asociada a la capacidad de sus conductores internos. Por tanto se puede decir que: (I2t) receptor = (I2t) conductores internos = k2S2

(11.7)

Esto implica la necesidad de disponer de protecciones internas en los circuitos eléctricos de las máquinas en los que las secciones de sus conductores son inferiores a las de los cables de la instalación donde se conectan, ya que las protecciones de la instalación no son suficientes para la protección de los circuitos interiores. Por último, deben considerarse también los efectos electrodinámicos de las corrientes de cortocircuito que se citaron anteriormente, con lo que en los elementos de conexión y maniobra es necesario establecer igualmente la corriente de cresta que son capaces de soportar, para poder compararla con la que se produce en la instalación en el primer ciclo de tensión después del cortocircuito, tal y como fue descrito en el Capítulo 6.

310 Tecnología eléctrica

11.3.

Cálculo de las corrientes de cortocircuito en las instalaciones

En el Capítulo 6, dedicado al análisis de las corrientes de cortocircuito, se estableció la forma de calcular los diferentes parámetros de los elementos del circuito en dichas condiciones. A partir de estos parámetros, en ese capítulo se dedica un apartado a la forma práctica de cálculo de las corrientes que deben considerarse en las instalaciones para la selección de los elementos de protección contra sobreintensidades. Para ello, se toma como referencia lo establecido en la norma UNE 21240 [5] y en la UNE-EN 60909-0 [11]. La impedancia equivalente calculada en el circuito, tal y como se indicó en el Capítulo 6, viene dada por: 𝑍𝑍𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐 = �(𝑅𝑅𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟 + 𝑅𝑅𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡 + 𝑋𝑋𝑡𝑡 )2 + (𝑅𝑅𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟𝑟 + 𝑅𝑅𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡𝑡 + 𝑋𝑋𝑡𝑡 )2

(11.8)

A partir de la impedancia de cortocircuito del sistema, el cálculo de las intensidades de cortocircuito dependerá del punto donde se produzca éste, entre qué puntos se produzca y del tipo de red de distribución en el que se produzca. En primer lugar debe considerarse que cuanto más próximo se produzca el cortocircuito al origen de la instalación considerada, entendiendo por éste, el punto donde se sitúan sus protecciones, menor será la impedancia del bucle de cortocircuito Zcc, con lo que la corriente de cortocircuito será máxima Ircmax. Por el contrario, cuanto más alejado de la alimentación se produzca el cortocircuito, mayor será la impedancia y menor será la corriente Considerar los valores máximos y mínimos de corriente en condiciones de cortocircuito es necesario para comprobar si las características de los dispositivos de protección a colocar son las adecuadas en todas las posibles situaciones, como se tratará posteriormente en el Apartado 11.5. También hay que considerar otras situaciones en las que la corriente de cortocircuito que circula por una protección es diferente, por ejemplo, cuando el cortocircuito se produce aguas arriba o debajo de ésta, como en el caso de que existan transformadores en paralelo en una instalación o que se dispongan motores de potencia elevada como cargas en el sistema. En el caso de la existencia de motores o generadores en la instalación, debe considerarse que cuando su potencia es suficientemente elevada frente a la de la red que alimenta la instalación, la corriente de cortocircuito en algún punto puede ser significativamente mayor que la que proporciona la red. Para ello, los fabricantes de los motores facilitan el valor de la reactancia subtransitoria del motor (X"n) o se podrá determinar ésta a partir del método indicado en la norma UNE-EN 60909-0. En lo relativo a los puntos entre los que se producen los cortocircuitos y tomando como referencia los circuitos equivalentes representados en las Figuras 11.4, 11.5, 11.6 y 11.7, se tienen las siguientes posibilidades: Cortocircuito trifásico equilibrado.

Según lo explicado en el Capítulo 6, cuando el cortocircuito se produce entre las tres fases y la impedancia del cortocircuito en sí se considera nula, la única impedancia del circuito será ZccBT y la corriente será:

𝐼𝐼𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐−𝐹𝐹−𝐹𝐹 =

𝑐𝑐𝑐𝑐 √3𝑍𝑍𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐

(11.9)

Esquemas generales de las Instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 311

Figura 11.4. Esquema equivalente de una instalación de baja tensión en condiciones de cortocircuito entre fase y neutro.

Cortocircuito entre dos fases.

Si el cortocircuito se produce entre dos de las fases, habrá que considerar que la tensión entre fases es cU y la impedancia será ahora la suma de la impedancia de cortocircuito de las dos líneas, que son iguales entre sí e iguales a 7ccBT, con lo que se tiene: (11.10) Cortocircuito entre fase y neutro.

Como ya se indicó en el Ejemplo 7.1, relativo a centros de transformación, aunque el cálculo de los cortocircuitos no simétricos es más complejo que el que supone que la tensión entre las partes que se cortocircuitan es igual a la que hay entre ellas previa al cortocircuito cU/√3 y que las impedancias en cada fase del circuito equivalente en condiciones de cortocircuito son iguales a las del cortocircuito simétrico (ZccBr en la fase y ZN ≈ ZL en el neutro), aplicando dicha simplificación se tiene que la corriente de cortocircuito en condiciones de defecto entre fase y neutro, tal como se refleja en la Figura 11.4, será: (11.11)

Cortocircuito entre fase y tierra en redes TN.

Es similar al cortocircuito entre fase y neutro explicado anteriormente, dado que el neutro y el conductor de tierra o protección se distribuyen juntos (TN-C) o en paralelo (TN-S), tal como se observa en la Figura 11.5. De esta forma: (11.12)

312 Tecnología eléctrica Cortocircuito entre fase y tierra en redes TT.

Con las mismas consideraciones que en los casos anteriores, según la Figura 11.6 y considerando despreciable la impedancia de puesta a tierra del elemento en donde se produce el cortocircuito de una fase a tierra, se tiene: (11.13)

Con valores suficientemente elevados de RA y R, se obtendrá una corriente para este caso muy reducida (del orden de pocos amperios o miliamperios), con lo que el dispositivo de protección tendrá que ser un interruptor automático de disparo diferencial, sensible a las pequeñas diferencias de corriente que circulen entre fases. Cortocircuito trifásico con varios transformadores o generadores en paralelo.

Como se indica en la Figura 11.7, hay que considerar dos casos según se produzca el fallo aguas abajo del protector P1 de la Figura 11.7 o aguas arriba del protector P2. Suponiendo, por simplicidad, que los tres transformadores son iguales, la corriente que circula por los protectores P1 y P2 se determinará mediante:

(11.14)

Figura 11.5. Esquema equivalente de una instalación TN-S en condiciones de cortocircuito entre fase y tierra.

Esquemas generales de las Instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 313

Figura 11.6. Esquema equivalente de una instalación TT en condiciones de cortocircuito entre fase y tierra.

Obsérvese que la corriente que circula por el cortocircuito en sí mismo (puente entre las tres fases) es la misma en los dos casos y es la suma de las corrientes de cortocircuito que circula por los tres transformadores. Del mismo modo, el cortocircuito en cualquiera de las líneas de derivación que parten de la línea de unión de los tres transformadores, hará que por sus respectivas protecciones circule la corriente de los tres transformadores. Pero la corriente que circula por los protectores, o por los cables de las líneas que parten de cada uno de los transformadores, es la correspondiente a la corriente de cortocircuito que pasa por uno o por dos transformadores, dependiendo de si estos están aguas arriba o abajo, respectivamente, del cortocircuito, tal como se ha explicado. Para obtener una expresión más precisa de los valores de las corrientes de defecto entre fase y neutro o fase y tierra pueden consultarse las normas UNE 21240 y UNE-EN 60909-0.

Figura 11.7. Esquema de una instalación con transformadores en paralelo.

314 Tecnología eléctrica De lo anterior se puede concluir que la condición en la que la corriente de cortocircuito es máxima, en todos los sistemas de distribución de neutro, es el cortocircuito trifásico equilibrado Iccmáx – ICCF-F-F, mientras que el valor mínimo será el del cortocircuito entre fase y neutro en las redes TN, Iccmin = IccF-N y entre fase y tierra en redes TT, Iccmín – ICCF-T y, por último, el del cortocircuito entre dos fases en redes IT, Iccmax = ICCF-F. En redes TN el cortocircuito entre fase y tierra es igual al que se tiene entre fase y neutro si la sección del conductor de tierra es igual a la de neutro y será menor si la sección es inferior. En redes TT, el cortocircuito entre fase y tierra da una corriente muy inferior a las demás, pero este caso no suele considerarse, pues la corriente es tan baja que no actúan las protecciones contra sobreintensidades, como ocurre también en el primer defecto a tierra en redes IT. En redes monofásicas (F+N), el único cortocircuito que se considera es entre fase y neutro Iccmáx = Iccmín =IccF-N. Por todo lo anterior se puede considerar que en redes trifásicas, el valor de corriente de cortocircuito máxima a considerar corresponde a la del cortocircuito trifásico y el valor de corriente de cortocircuito mínimo significativo corresponde con el cortocircuito entre fase y neutro. En el caso de redes monofásicas la corriente de cortocircuito significativa es únicamente la de cortocircuito entre fase y neutro.

11.4.

Protección mediante interruptores automáticos y fusibles. Características asignadas

Los elementos normalizados para la protección contra sobreintensidades son los interruptores automáticos y los fusibles. Tanto unos como otros pueden ser utilizados para la protección contra sobrecargas y cortocircuitos, aunque los primeros pueden ser más versátiles en la protección contra sobrecargas que los segundos.

11.4.1. Interruptores automáticos El interruptor automático, según la definición que dan las normas, es un aparato mecánico de conexión capaz de establecer, soportar e interrumpir corrientes en condiciones normales del circuito, así como establecer, soportar durante un tiempo determinado, e interrumpir corrientes en las condiciones anormales especificadas del circuito, tales como las corrientes de cortocircuito. Los interruptores automáticos para alta tensión ya fueron tratados en el Capítulo 8, dedicado a aparatos de maniobra de circuitos. Los de baja tensión se pueden clasificar en dos grandes grupos, interruptores automáticos modulares (Figura 11.8), usados principalmente en aplicaciones domésticas, e interruptores automáticos para aplicaciones industriales y análogas (Figura 11.9). Las normas de aplicación a dichos tipos son, respectivamente, la UNE-EN 60898 [10] y la UNE-EN 60947-2 [12], Aunque habitualmente se hace referencia a los interruptores automáticos en la protección contra sobreintensidades (sobrecargas y cortocircuitos), en realidad las funciones de éstos también pueden cubrir protecciones contra defectos de aislamiento (diferenciales, detectores de fallo de aislamiento), protecciones de mínima tensión (para la protección de circuitos eléctricos y electrónicos cuyo funcionamiento pueda ser peligroso en dichas condiciones (como ocurre, por

Esquemas generales de las Instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 315

Figura 11.8. Ejemplos de interruptores automáticos modulares (por cortesía de AENOR)

Figura 11.9. Ejemplos de interruptores automáticos industriales de caja moldeada (arriba) y al aire (abajo) (por cortesía de AENOR).

316 Tecnología eléctrica ejemplo, en algunos motores de inducción cuyo par se ve muy afectado por la caída de tensión) e incluso funciones de seccionamiento (interruptores-seccionadores). En alta tensión es habitual que la detección de todos estos problemas en la red se realice mediante relés que vigilan ciertos parámetros de la línea y en caso de fallo transmiten una señal a los sistemas de accionamiento de los interruptores automáticos que son los que efectúan el corte. En baja tensión los elementos de detección y actuación están normalmente incorporados al interruptor, con lo que las características de estos están también condicionadas al defecto que protegen, dado que la necesidad de soportar, cortar y restablecer corrientes no es la misma en un circuito con un fallo de aislamiento, que en uno con un cortocircuito. Así en interruptores modulares se distinguen los interruptores magnetotérmicos y diferenciales, de características claramente diferentes en cuanto a la corriente a cortar y reestablecer. Pero también en baja tensión y fundamentalmente en aplicaciones industriales, los interruptores automáticos pueden incorporar, en unidades diversas, sistemas de actuación conocidos como disparadores o relés, que permiten realizar varias funciones usando como elemento de corte el mismo interruptor, que es la parte más costosa y voluminosa, lo que implica ventajas destacables. Los disparadores de interruptores industriales pueden ser de maniobra (para abrir y cerrar el interruptor), de tensión mínima, de protección de corriente (de tipo térmico, magnético, magnetotérmico o electrónico) y de corriente diferencial residual. Los disparadores de los interruptores automáticos modulares son magnetotérmicos y sin regulación, los de los interruptores automáticos industriales son regulables y también magnetotérmicos en calibres bajos y electrónicos en los demás. Las características asignadas al interruptor automático en baja tensión son equivalentes a las indicadas en el Capítulo 8, pero obviamente son diferentes tanto en los valores normalizados, como en alguna característica que permite la selectividad, entendiéndose por tal, la capacidad de colocación de interruptores en serie, de forma que cuando se produce un defecto aguas abajo de un interruptor, actúe antes este último que los situados más arriba que él en el circuito. Las características asignadas referidas a los contactos principales del interruptor que cortan efectivamente la corriente del circuito, al igual que en el caso de los interruptores de alta tensión y con el mismo significado que en ellos, pero con diferentes valores asignados, son las siguientes: ■ Tensión asignada de empleo (Ue): • Interruptores modulares: 400 V en corriente alterna (c.a.) en interruptores de 2, 3 y 4 polos (bi, tri y tetrapolares). 110 V en c.a. para bipolares y 230 V c.a y 48 V en c.c. en unipolares. • Interruptores industriales: 230 - 400 - 690 y 1000 V en c.a. y 250 - 500 V en c.c. ■ Tensión asignada de aislamiento (Ui): • Interruptores modulares: 400 V en corriente alterna y 110 V en corriente continua en interruptores bi, tri y tetrapolares y 250 V c.a. en unipolares. • Interruptores industriales: 500 - 690 y 1000 V en c.a. y 250 - 500 - 1500 V en c.c. ■ Tensión asignada de impulso soportado (Uimp): • Interruptores modulares: 4 kV. • Interruptores industriales: 6 y 8 kV dependiendo de su uso y ubicación; 12 kV con el interruptor abierto. ■ Corriente asignada (In): • Interruptores modulares: Valores preferentes 6; 10; 13; 16; 20; 25; 32; 40; 50; 63; 80; 100 y 125 A

Esquemas generales de las Instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 317

Tabla 11.4. Relación entre el poder de corte de cortocircuito asignado y el poder de corte en servicio.

Ics (kA)

1,5

3

4,5

6

10

15

20

25

Icn (kA)

1,5

3

4,5

6

7,5

7,5

10

12,5

• Interruptores industriales: Valores preferentes de entre la siguiente serie 125; 160; 250; 400; 630;800; 1250; 1600; 2000; 2500; 3000; 3200; 4000; 5000 y 6300 A. ■ Poder de cierre en cortocircuito asignado Según el valor declarado por el fabricante. Normalmente se refiere al valor eficaz en interruptores modulares y en interruptores industriales, al valor de cresta de la corriente de cortocircuito que es capaz de establecer en cierre. ■ Poder de corte de cortocircuito último (Icm) y asignado (Icn): Ambos poderes de corte se refieren a la corriente de cortocircuito que puede cortar dos veces el interruptor con la tensión asignada. • En interruptores automáticos modulares, el poder de corte de cortocircuito asignado tiene los siguientes valores normalizados: 1,5; 3; 4,5; 6; 10; 15; 20 y 25 kA. • En interruptores industriales, el poder de corte de cortocircuito último es asignado por el fabricante y no hay valores normalizados predefinidos. ■ Poder de corte de servicio asignado (Ics): Se refiere a la corriente de cortocircuito que puede cortar tres veces el interruptor con la tensión asignada. • En interruptores automáticos modulares. Entre el valor del poder de corte de servicio asignado y el poder de corte de cortocircuito último, se dan las relaciones normalizadas representadas en la Tabla 11.4. • En interruptores automáticos industriales existen dos categorías. La categoría A corresponde a interruptores que no requieren selectividad con los que están aguas abajo o arriba de él. En ellos, las posibles relaciones entre el poder de corte de servicio y el poder de corte último es Ics/Icu = (0.25 – 0.5 – 0.75 – 1). La categoría B se corresponde con los que están específicamente diseñados para ser selectivos. La relación en estos es Ics/Icu = (0,5 – 0,75 – 1). ■ Corriente de corta duración soportada asignada (Icw): Es la corriente de cortocircuito que un interruptor automático industrial en posición cerrado puede soportar. Es una característica relacionada con la selectividad de los interruptores, de manera que sólo tienen esta característica los interruptores de categoría B anteriormente descritos. Los valores son asignados por el fabricante, asociados a un tiempo reducido normalizado elegido entre (0.05–0.1–0.25–0,5–1) segundos. Para los disparadores también se establecen características asignadas. Para el caso de los interruptores automáticos de protección contra sobreintensidades (magnéticos, térmicos y magnetotérmicos), se definen las siguientes características: ■ Corriente de regulación (Ir): Es el margen de variación del ajuste de regulación de los disparadores ajustables. Aplicable sólo en algunos interruptores automáticos industriales. Permiten la regulación de la curva I – t en distintos valores y la regulación de la corriente de funcionamiento instantáneo del disparador magnético. La Figura 11.10 muestra algunos ejemplos de las curvas de regulación de interruptores automáticos de diferentes tipos de disparador.

318 Tecnología eléctrica

Figura 11.10. Tipos de regulación en disparadores de IA (por cortesía de AENOR). ■

■

Corriente convencional de no intervención (I1) de los disparadores térmicos: Es la corriente que no provoca la apertura en un tiempo asignado (tc convencional), tal como se representa en la Figura 11.11. Corriente convencional de intervención (I2) en el tiempo convencional: Es la corriente que provoca la apertura en un tiempo asignado (tc convencional). Los valores característicos de los disparadores se indican en la norma de producto o se pueden obtener de las instrucciones o especificaciones proporcionadas por el fabricante: • I1 = 1,137In (para interruptores modulares según UNE EN 60898). • I1 = 1,057In (para interruptores industriales según UNE EN 60947-2). • I2 = 1,45In (para interruptores modulares según UNE EN 60898). • I2 = 1,307In (para interruptores industriales según UNE EN 60947-2). • tc = 1 h si In = 63 A y tc = 2 h, si In > 63 A (UNE EN 60898 y UNE EN 60947-2).

Figura 11.11. Corrientes y tiempos convencionales de los disparadores (por cortesía de AENOR).

Esquemas generales de las Instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 319

Figura 11.12. Tipos de disparo magnético en interruptores automáticos modulares.



Corriente de funcionamiento instantáneo (Im) del disparador magnético. Es la corriente que crea una atracción en la armadura móvil del disparador provocando la apertura de manera prácticamente instantánea. En los interruptores automáticos modulares se distinguen tres tipos de disparadores según que la corriente de actuación magnética sea múltiplo mayor o menor de la corriente asignada In y cuyos valores normalizados son: • En Curva B, Im entre 3 y 5 veces In. • En Curva C, Im entre 5 y 10 veces In. • En Curva D, Im entre 10 y 20 veces In. La curva B tiene su aplicación en la protección de circuitos en los que no se producen transitorios, mientras que la curva D se utiliza cuando se prevén transitorios importantes (por ejemplo arranque de motores). La curva C se utiliza para protección de circuitos con carga mixta y habitualmente en las instalaciones de usos domésticos o análogos. La Figura 11.12 representa la curva I – t de dichos disparadores. Para la selección de interruptores automáticos industriales otra característica importante es la limitación de corriente. No todos los interruptores son limitadores, pero la característica de limitación permite el uso en la instalación de materiales y equipos con una capacidad para soportar corrientes de cortocircuito menor que la que requeriría si el tramo del circuito en el que están no estuviese protegido por un interruptor con esta característica. El interruptor automático limitador tiene un tiempo de actuación tan rápido que la corriente de cortocircuito no puede llegar a alcanzar el valor de cresta previsto, tal y como se ha explicado en el Apartado 6.3. La Figura 11.13 refleja el comportamiento del interruptor frente a la corriente de cresta y las curvas que reflejan los valores de corriente de cortocircuito limitada en dos interruptores de valores nominales de 160 A y 250 A. Por último, existe otra característica de especial importancia para la selección del interruptor automático que depende de la capacidad para soportar cortocircuitos del material e instalación que protegen y que se conoce como energía específica pasante o característica I2t del interruptor, de la que ya se ha hablado en el Apartado 11.2 referida a los cables y material eléctrico. Para interruptores automáticos de protección contra cortocircuitos, la característica I2t suele darla

320 Tecnología eléctrica

Fiqura 11.13. Corrientes limitadas en interruptores automáticos limitadores (por cortesía de AENOR).

el fabricante en forma de curva o tabla, indicando su valor máximo en función del tiempo de actuación para cada valor de Icc prevista hasta el valor máximo de corte (poder de corte del interruptor automático). La Figura 11.14 refleja un ejemplo de curva característica [1].

1 1 . 4 . 2 . Fusibles Al igual que los interruptores automáticos, los fusibles (Figura 11.15) tienen características de protección contra sobreintensidades que dependen de su tipo y construcción. Pueden proteger contra sobrecargas y cortocircuitos y pueden tener características de limitación de corriente en condiciones de cortocircuito, pero no tienen características de regulación como las que tienen algunos interruptores automáticos industriales. La relación entre la corriente de actuación y el tiempo en el que se produce el corte en los fusibles está dada por dos curvas suministradas por el fabricante, una de ellas se conoce como curva de prearco y la otra como curva de funcionamiento. Las características asignadas a los fusibles son similares a las referidas a los disparadores de los interruptores automáticos de protección contra sobreintensidades: ■ Corriente asignada (In). Intensidad asignada al fusible. ■ Corriente convencional de no fusión (Inf). Es la corriente que no provoca la fusión en un tiempo asignado (tc convencional). ■ Corriente convencional de fusión (If) en el tiempo convencional. Es la corriente que provoca la fusión en un tiempo asignado (tc convencional). ■ Poder de corte asignado (Icn). Es la corriente máxima que puede cortar el fusible a la tensión asignada.

Esquemas generales de las Instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 321

Características l2t IA industriales Figura 11.14. Característica I2t en un interruptor automático industrial (por cortesía de AENOR).

Los fusibles se clasifican según su curva de fusión a la que se asocia un código de dos letras. La primera indica las corrientes en las que el fusible actúa y la segunda los tipos de receptor para los que es recomendable. Con respecto a la primera condición, los fusibles pueden ser fusibles aptos para la protección de sobrecargas y cortocircuitos, de manera que son capaces de interrumpir todas las corrientes desde su intensidad asignada In hasta su poder de corte asignada. Se les designa con la letra “g” y sus curvas características se representan en la Figura 11.16. Tal y como se puede observar comparando la Figura 11.16 con lo indicado en la Figura 11.11, la característica de los fusibles equivalente a la corriente convencional de intervención, I2,

Figura 11.15. Ejemplos de fusibles de media tensión (por cortesía de Merlín Gerín).

322 Tecnología eléctrica

Figura 11.16. Característica I — T en un fusible tipo "g".

de los interruptores automáticos, es la denominada lf (intensidad de funcionamiento), que para los fusibles de baja tensión del tipo ‘g” toma los valores normativos siguientes:  Ir = 1,60In si In = 16 A.  If = 1,90In si 4 A < In < 16 A.  If = 2,10In si In < 4 A. Por el contrario, un fusible que sólo es capaz de cortar las corrientes comprendidas entre un valor mínimo de corriente, superior en unas veces a su intensidad asignada (kIn), y su poder de corte asignado, será apto únicamente para la protección contra cortocircuitos y la letra primera de la identificación de tipo será “a”. La Figura 11.17 representa las curvas características de prearco y de funcionamiento de dichos fusibles.

Figura 11.17. Característica I — t en un fusible tipo "a".

Esquemas generales de las Instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 323

Figura 11.18. Diagrama de limitación de intensidad para fusibles de baja tensión.

Por otro lado, según sea la pendiente de la curva I – t, el tiempo de actuación en caso de sobrecarga o cortocircuito será mayor o menor y por tanto más adecuado para ciertas aplicaciones. Por ejemplo, en motores que arrancan y paran frecuentemente serán más adecuados fusibles más lentos que en motores convencionales. La segunda letra de identificación del tipo de fusible puede ser, en función de la aplicación: ■ G: Cartuchos fusibles para uso general. ■ M: Cartuchos fusibles para la protección de motores. ■ Tr: Cartuchos fusibles para la protección de transformadores. ■ B: Cartuchos fusibles para la protección de líneas de gran longitud. ■ R: Cartuchos fusibles para la protección de circuitos con semiconductores. ■ D: Cartuchos fusibles con tiempo de actuación retardado. También, al igual que ocurre en los interruptores automáticos, algunos fusibles tienen características de limitación de corriente. La Figura 11.18 representa la curva limitadora de un fusible. Por otro lado y de la misma manera, se debe considerar la energía específica pasante, o característica I2t de los fusibles, pero a diferencia de lo que ocurre en los interruptores automáticos, aunque la característica es también una curva, se le asigna un valor constante para cada calibre de fusible, correspondiente a la integral de la curva I – t para el poder de corte asignado, tanto de prearco, como referida a diferentes tensiones. Este valor representa la condición más desfavorable y cubre todas las condiciones posibles de cortocircuito, siempre que el tiempo de actuación no exceda los 5 s. Las Figura 11.19 representa la curva I2t de un fusible en comparación con la característica de un cable. El valor I2t de un fusible puede tener las mismas consideraciones teóricas que las que se hicieron para justificar el valor en los conductores. La construcción de muchos fusibles se basa en la utilización de un hilo conductor calibrado y de calidad controlada. Por eso, como en los cables (k2.S2), su valor depende únicamente de consideraciones constructivas (tipo y calibre) y no depende de la corriente de cortocircuito de la instalación.

324 Tecnología eléctrica

Figura 11.19. Comparación de las curvas I2t de un fusible y un cable.

11.5. Condiciones o verificar y selectividad. Criterios de selección Las características de funcionamiento de un dispositivo que protege un circuito (o un cable o conductor) contra sobrecargas deben satisfacer las dos condiciones siguientes, tal y como se justificó en el Apartado 11.2: IB ≤ Inprotección ≤ Iz I2protección o Ifprotección ≤ 1,45 IZ

(11.15) (11.16)

Siendo: ■

IB la corriente para la que se ha diseñado el circuito según la previsión de cargas. Iz la corriente admisible del cable en función del sistema de instalación utilizado según la norma UNE 20460-5-523. ■ Inprotección la corriente asignada del dispositivo de protección. Para los dispositivos de protección regulables, In es la intensidad de regulación seleccionada. ■ I2proteccion o Ifprotección la corriente (I2 en interruptores automáticos c Ir en fusibles) que asegura la actuación del dispositivo de protección para un tiempo largo (tc tiempo convencional según norma). La condición equivalente para las sobrecargas de otros elementos y equipos de una instalación, en media y baja tensión, está relacionada con la característica de corriente asignada In de la aparamenta, tal como se definió en los Apartados 8.4 y 11.4 y se justificó en el Apartado 11.2, de manera que ■

Inaparamenta ≥ Inproteccion

(11.17)

En cuanto a la protección contra cortocircuitos y según lo indicado en los Apartados 11.2 y 11.4 está relacionada con el valor I2t del material, que debe compararse con la característica

Esquemas generales de las Instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 325

I2t correspondiente del interruptor o fusible, para el valor de la corriente de defecto calculada en cada punto de la instalación. De esta manera, la condición debe verificarse para todos los posibles valores de Icc en la instalación considerada. (I2t)protecciones ≤ (I2t)aparamenta

(11.18)

(I t)protecciones ≤ (I t)cable

(11.19)

2

2

En el Apartado 11.3 se ha explicado cómo se pueden obtener valores máximos y mínimos de la corriente de cortocircuito según sea el tipo de defecto (entre fases, entre fase y neutro o entre fase y tierra) y en función del tipo de sistema de instalación que se trate (TT, TN o IT). Pero además, el valor de la corriente de cortocircuito depende del propio defecto en sí, de manera que si la impedancia del defecto es alta, la corriente puede ser muy inferior a la que dan las fórmulas indicadas en dicho apartado y, por tanto, la corriente de cortocircuito podría tener valores que vayan desde el orden de los miliamperios hasta el valor máximo que en cada caso nos da la fórmula correspondiente. En esta situación es muy difícil poder determinar el valor de la característica I2t para cada valor posible de salvo que el valor I2t se pueda considerar independiente del valor de Icc y entonces la condición puede verificarse de manera genérica. Ya se ha comentado que la característica I2t de los cables es constante para cada tipo de cable, tipo de instalación y sección (k2S2) y, por extensión, también puede considerarse constante en los aparatos de la instalación, a partir de la intensidad admisible de corta duración y el tiempo de corta duración asignado (I2cdtCd)- que son valores conocidos del material, o en su ausencia, a partir del valor (k2S2) de sus conductores internos, como en el caso de los receptores. Por otro lado, también se ha explicado que la característica I2t en fusibles se asimila a un valor constante y en los interruptores automáticos, en los que no es así, tiene un valor determinado para cada valor calculado de Iccmáx en el punto de la instalación considerado y que es el más desfavorable de todos los valores de Icc posibles en dicho punto. Teniendo en cuenta que la curva I – t del interruptor automático asigna un tiempo tIccmáx, al valor calculado en la instalación, Iccmáx, las condiciones a cumplir se pueden expresar como (I2t)Fu o (I 2ccmax t Iccmáx ) IA ≤ I 2 acd t cd

(11.20)

(I2t)Fu o (I2ccmaxtIccmáx)IA ≤ (I2t)cable = k2S2

(11.21)

Con respecto a la característica dinámica en condiciones de cortocircuito, se utilizará el valor de cresta de la intensidad admisible asignada del material, que se compara con el valor correspondiente en el punto de la instalación, o con el valor de la corriente limitada por el interruptor o fusible que esté aguas arriba del material, si estos tienen características limitadoras, tal y como se indica en la siguiente expresión: Ipccaparamenta (valor de cresta) > Ipccinstalación (valor de cresta) o Icclimitada

(11.22)

En el diseño de las protecciones de una instalación o un circuito que tenga varios dispositivos de protección en serie, es también muy importante garantizar una adecuada selectividad entre éstos, de manera que una situación de defecto provoque la actuación de la primera protección que se encuentre aguas arriba de dicho defecto y no haga actuar simultáneamente otras protecciones

326 Tecnología eléctrica

Figura 11.20. Selectividad parcial en interruptores automáticos no regulables (por cortesía de AENOR).

anteriores a éstas, con el consiguiente trastorno para los otros circuitos existentes que, sin tener defecto alguno, puedan verse afectados por dicha actuación no deseada. Por ejemplo, en el esquema general de la instalación de una vivienda de la Figura 11.2 no sería deseable que un defecto de aislamiento en una de los circuitos interiores de una vivienda provocase la actuación de los fusibles de la centralización de contadores o de la caja general de protección, con la desconexión, no sólo de todos los circuitos de la vivienda, sino incluso de otras viviendas. El primer criterio para conseguir selectividad consiste en que las intensidades asignadas a las protecciones sean mayores a medida que la protección está aguas arriba en la instalación. Con ello, puede conseguirse que la característica térmica de la protección sea tal que la curva I – t de la protección que está inmediatamente por encima del defecto sea siempre inferior a las de las protecciones aguas arriba de ésta. Pero esto no garantiza una selectividad total, dado que si la corriente de cortocircuito supera un cierto umbral, se producirá la actuación de los dos dispositivos de protección simultáneamente, tal y como se refleja en la Figura 11.20 para dos interruptores o fusibles (B y C) puestos en serie. Aunque esta condición se da normalmente por cálculo directo de las corrientes normales en cada tramo del circuito, que generalmente será mayor cuanto más cerca de la toma de red estén, puede ser que convenga un cierto sobredimensionamiento del circuito para garantizar la selectividad. Otra posibilidad, en el caso de interruptores automáticos modulares, es usar curvas de disparo magnético más lentas en los interruptores que estén aguas arriba (por ejemplo usando curva de disparo C) que mejoran la selectividad parcial, dado que las corrientes que hacen abrir ambos interruptores simultáneamente serán mayores. Pero en el caso de interruptores automáticos industriales regulables se puede conseguir una selectividad total, consiguiendo un cierto retardo en el disparo magnético y asociando una característica I2t = k al disparo instantáneo a partir de la regulación del interruptor situado aguas arriba. La Figura 11.21 refleja esta situación para dos interruptores o fusibles (A y B) puestos en serie. La condición de retardo se puede conseguir en los interruptores automáticos industriales de categoría B, descritos en el Apartado 11.4 y que tienen características de corriente de corta

Esquemas generales de las instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades

327

Figura 11.21. Selectividad total en interruptores automáticos regulables (por cortesía de AENOR).

duración asignada Icw, ya que el retardo requiere de una cierta capacidad de soportar la corriente de cortocircuito durante un tiempo, cuando el cortocircuito o defecto se produce en un punto entre los dos interruptores coordinados. La condición de regulación de I2t se obtiene en interruptores con disparador por relé electrónico, como los que tienen curvas I – t análogas a las dadas en la Figura 11.10.

11.6. Sobretensiones en las líneas eléctricas Al igual que ocurre con fenómenos asociados a la corriente, como las sobrecargas y cortocircuitos, hay otros efectos indeseados en los circuitos eléctricos que están relacionados con la tensión. Existen diversos tipos de sobretensiones que se dan con cierta frecuencia, diferenciándose tanto por su amplitud, como por su duración y forma de propagación por las líneas. El efecto de las sobretensiones puede ser diverso, pero fundamentalmente se manifiesta en los aislamientos, puesto que la mayoría de los fenómenos descritos se producen y propagan entre las fases y la masa o tierra de los aparatos o instalaciones, que es habitualmente conocido como “modo común”. Cuando los fenómenos de sobretensión se producen entre fases, ya no son los aislamientos los normalmente afectados, sino el propio circuito eléctrico de los aparatos conectados a la red, con riesgo de avería o destrucción del circuito, especialmente en circuitos electrónicos. Dicho modo se conoce como “modo diferencial”. Una primera clasificación de las sobretensiones atendiendo a su duración puede ser: ■ Sobretensiones de larga duración o permanentes: • Sobretensiones trasferidas. • Sobretensiones por desconexión de neutro. ■

Sobretensiones transitorias: • Sobretensiones por transitorios de maniobra. • Sobretensiones por descargas atmosféricas.

328 Tecnología eléctrica

11.6.1.

Sobretensiones transferidas

Son fenómenos relacionados con las corrientes de defecto y la resistencia de puesta a tierra y dependen de la configuración de la red donde se producen (TN, TT e IT). En los Capítulos 7 y 8 se describió el fenómeno de sobretensión trasferida para justificar las características asignadas a aisladores y aparatos de maniobra de circuitos, por lo que no se volverá a tratar ahora, pero sí se hace mención al hecho de que este fenómeno es de duración relativamente grande (del orden de segundos), dependiendo del tiempo de actuación de las protecciones ante los defectos que la producen. También conviene indicar que esta sobretensión se transmite en "modo común", aunque en los aparatos de maniobra la sobretensión puede aparecer entre los polos abiertos del aparato en la misma fase, como ya se explicó también en el Capítulo 8.

11.6.2.

Sobretensiones por desconexión de neutro

Se producen en redes en las que se distribuye el neutro y donde éste presenta una impedancia elevada respecto de tierra. Cuando se producen desequilibrios en la red aparece corriente en el neutro y la tensión de éste respecto a tierra y a las otras fases se desplaza, pudiendo llegar a ser igual a la tensión entre fases, con el consiguiente riesgo de destrucción de aquellos aparatos destinados a ser conectados entre fase y neutro. El fenómeno puede tener una duración elevada y la sobretensión se produce en modo diferencial. Aunque es de amplitud limitada tiene efectos muy graves en la instalación pues puede afectar a todos los receptores que en ella se conecten.

11.6.3.

Sobretensiones por transitorios de maniobra

Es un fenómeno producido por la conmutación de cargas elevadas en la red en la que se transmiten. Son fenómenos muy rápidos asociados al arco eléctrico que se produce en los interruptores al abrir los circuitos con corrientes elevadas, bien por actuación de protecciones, por conmutación de baterías de condensadores de compensación de potencia reactiva, o por la desconexión de cargas de elevada potencia en condiciones de operación normal. El arco y los modos de extinción se explicaron con cierto detalle en el Capítulo 8, y es en las instalaciones de alta tensión en donde se producen de manera significativa, tanto más cuanto, mayor es la tensión de la instalación. Por tanto, los fenómenos significativos de este tipo suelen producirse en líneas de alta tensión, pero se transmiten al circuito de baja tensión por efecto capacitivo entre los lados de los transformadores, debido a que son pulsos de frecuencia muy elevada. El fenómeno transitorio forma trenes de ondas de pulsos de frecuencia elevada, conocidas como ráfagas (con tiempos de subida/bajada de 5/50 ns) y de corta duración (15 ms) que se repite con una cierta cadencia (100 kHz). Las Figuras 12.22 y 12.23 representan la forma de la onda, tal como la describe la norma EN 61000-4-4 [13]. La amplitud de las sobretensiones en baja tensión depende de la proximidad de la instalación a los elementos que producen el fenómeno. Las normas de seguridad eléctrica de baja tensión (por ejemplo, la EN 60335-1 [7J y la EN 60730-1 [8]) consideran sobretensiones máximas de

Esquemas generales de las Instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 329

Figura 11.22. Forma de onda de un pulso Individual de una sobretensión de tipo ráfaga.

Figura 11.23. Forma de onda de los trenes de pulsos de una sobretensión de tipo ráfaga.

330 Tecnología eléctrica este tipo de hasta 4 kV para ambientes domésticos. En cambio, el nivel de sobretensión de tipo ráfaga que se considera más habitual en dichos ambientes es de 1 kV y para ambientes industriales de 2 kV (EN 61000-6-1 [14] y 6-2 [15]). En alta tensión, la norma EN 60694 [9] establece niveles de tensión soportada a impulsos de tipo maniobra en instalaciones con tensiones asignadas superiores a 245 kV con niveles dependientes de la tensión asignada correspondiente. La forma de propagación es en modo común. El efecto puede ser sobre los aislamientos, básicamente en las instalaciones de muy alta tensión y sobre los aparatos y equipos en baja tensión y fundamentalmente en aquellos que incorporan circuitos electrónicos.

11.6.4.

Sobretensiones por descargos de origen atmosférico

Las sobretensiones por descargas de origen atmosférico son los fenómenos de sobretensión más habituales en las redes eléctricas, tanto en alta como en baja tensión. Conocidas como impulsos de descarga tipo rayo, son las sobretensiones que tienen un efecto mayor en las redes, sobre todo sobre los aislamientos, con riesgo de averías de consecuencias muy graves debidas a la elevada energía que pueden transmitir, por lo que su control y reducción es de gran importancia para la protección de los componentes de la instalación y de los receptores conectados en ella. Las sobretensiones de origen atmosférico son pulsos de duración muy corta, cuyo efecto, cuando caen rayos de forma directa, puede aproximarse al de una onda con tiempos de subida/bajada 10/350 μs, tal como establece la norma CEI 61643-11 [16]. Los rayos producen descargas de polaridad positiva y negativa respecto al potencial de tierra. Estadísticamente se ha podido determinar que sólo el 10% de todos los rayos que caen en todo el planeta son de polaridad positiva y el 90% son de polaridad negativa. Aunque sean minoritarios, los pulsos de polaridad positiva se ha podido comprobar que son de corriente de pico muy superior y transfieren una carga (It) y una energía específica (I2t) mucho mayores que los negativos. Por otro lado, los rayos de polaridad positiva se dan con más frecuencia en tormentas de frente frío y en áreas montañosas. Por otro lado, el efecto de los rayos es diferente según se trate de caídas de rayos directas o de sobretensiones inducidas en las líneas eléctricas próximas por los campos magnéticos que crean las corrientes descargadas por el rayo. En las directas, los tiempos de duración del pulso y la corriente son, lógicamente, iguales a los del rayo, en cambio, en las inducidas, tanto el tiempo, como la corriente son sensiblemente menores, produciendo una onda de corriente que también está descrita en la norma CEI 61643-1 con tiempos de subida/bajada de 8/20 μs (Figura 11.25). La diferencia entre ambas ondas normalizadas se observa en la Figura 11.24. En ella se puede comprobar una muy diferente duración y energía puestas en juego, que justifica la necesidad de usar distintos medios de protección que actúen con la debida rapidez y disipen o drenen la energía peligrosa. Pero las ondas reflejadas en las Figuras 11.24 y 11.25 no representan la tensiones transferidas por el rayo, sino la corriente que se drena en un circuito de impedancia despreciable o muy baja, como es la tierra en el caso de la caída directa del rayo. En cambio, en el fenómeno de inducción, cuando el circuito tiene una impedancia muy elevada, como en el caso de un aislamiento, se produce un efecto de sobretensión, en el que la onda equivalente se caracteriza normativamente con tiempos de subida/bajada de 1,2/50 μs, como la reflejada en la Figura 11.26. Ambas formas de onda pueden ser usadas para evaluar el comportamiento de un circuito frente a las sobretensiones de origen atmosférico, dado que dichos fenómenos pueden acoplarse tanto en modo común como en modo diferencial. El primero, entre fases y tierra, que es el más

Esquemas generales de las instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades

Figura 11.24. Comparación de forma normalizada de onda de rayo directo e inducido.

Figura 11.25. Onda normalizada de impulso de corriente de cortocircuito 8/20 μs.

331

332 Tecnología eléctrica

Figura 11.26. Onda normalizada de impulso de tensión a circuito abierto 1,2/50 μs.

habitual, es el que soportan normalmente los aislamientos y por tanto, como la impedancia del circuito es muy elevada, el fenómeno se reproduce con pulsos de tensión de tiempos 1,2/50 μs. En el caso de propagación en modo diferencial, entre fases normalmente el circuito será de baja impedancia, con lo que la onda de corriente de tiempos 8/20 μs será la que representa adecuadamente el fenómeno. En lo que respecta a la forma en la que los impulsos producidos por el rayo se acoplan a la red eléctrica y se propagan, en modo común o diferencial, se pueden establecer tres formas de acoplamiento: ■ Directamente, por tensión transferida a la tierra, cuando el rayo cae directamente en un elemento metálico referido a tierra, como, por ejemplo, un pararrayos. La corriente drenada a tierra produce una sobretensión al circular por la resistencia de puesta a tierra, de la misma manera que las corrientes de defecto producen sobretensiones transferidas, tal como se explicó en el Capítulo 10, dedicado a tierras. ■ Por acoplamiento magnético en las líneas eléctricas de los pulsos de corriente, producidos tanto por la caída de rayos a tierra, como por rayos entre nubes, en lugares próximos a dichas líneas. El efecto es equivalente al de inducción entre las fases de las líneas eléctricas por las que circulan corrientes, tal como se explicó en el Capítulo 4, relativo a conductores. También se producen acoplamientos magnéticos entre líneas eléctricas que se cruzan, sobre todo entre líneas de alta y baja tensión. ■ Por acoplamiento capacitivo entre las líneas eléctricas y el plano de tierra o un elemento metálico puesto a tierra en las proximidades de la línea, cuando por motivo de la caída un rayo se crea un pulso de tensión en dicha tierra. El efecto se debe a la capacidad equivalente a tierra de las fases de la línea, descrita también en el Capítulo 4. En cuanto a la propagación de las sobretensiones de origen atmosférico, se puede entender que el valor de tensión que puede aparecer en un punto de la instalación se corresponderá con la mayor o menor atenuación que la impedancia de la línea imponga. La norma CEI 60664-1,

Esquemas generales de las Instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 333

al igual que el Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, establecen en este sentido una clasificación en categorías que permite asignar niveles visibles de sobretensión a las diferentes partes de la instalación de baja tensión. ■ Categoría de sobretensión I. Se aplica a los equipos muy sensibles y que están destinados a ser conectados a la instalación eléctrica fija, con protecciones contra sobretensiones en éstos o entre ella y los aparatos, tales como ordenadores, equipos electrónicos muy sensibles, etc. El nivel de tensión de impulso asignado (1,2/50 μs) es de 1,5 kV, para redes de tensión superior a 150 V y de hasta 300 V. ■ Categoría de sobretensión II. Se aplica a los equipos destinados a conectarse a una instalación eléctrica fija convencional, como electrodomésticos, herramientas portátiles y otros equipos similares. El nivel de tensión de impulso asignado similar al anterior es ahora 2,5 kV, para tensiones asignadas de red de hasta 300 V. ■ Categoría de sobretensión III. Se aplica a los equipos y materiales que forman parte de la instalación eléctrica fija y a otros equipos para los cuales se requiere un alto nivel de fiabilidad, como armarios de distribución, embarrados, aparamenta de maniobra, canalizaciones y sus accesorios (cables, caja de derivación...), motores con conexión eléctrica fija (ascensores, máquinas industriales...), etc. El nivel de tensión de impulso asignado es de 4 kV, para redes de tensión de hasta 300 V. ■ Categoría de sobretensión IV. Se aplica a los equipos y materiales que se conectan en el origen o muy próximos al origen de la instalación, aguas arriba del cuadro de distribución, como contadores de energía, aparatos de telemedida, equipos principales de protección contra sobreintensidades, etc. En este caso, que se corresponde fundamentalmente con circuitos y equipos de alta tensión, se establecen niveles de corriente tipo rayo asignado de 2,5 kA para las instalaciones de media tensión de los centros de transformación de tipo pequeño y medio. En equipos de baja tensión es aplicable normalmente a los contadores de energía y a las protecciones contra sobreintensidades. El nivel de aislamiento asignado para tensiones hasta 300 V es de 6 kV.

11.6.

Protección frente a las sobretensiones

Para las sobretensiones de larga duración, la protección de la instalación se basa en medidas que afectan en mayor medida a su propia construcción que a elementos específicamente diseñados para proteger las perturbaciones. Así las sobretensiones transferidas se limitan disminuyendo la resistencia de puesta a tierra y garantizando un nivel de aislamiento mínimo en el circuito y sus componentes, tal y como se determinó en el Capítulo 10. En el caso de las sobretensiones por desconexión de neutro, la solución habitual es el control de la adecuada puesta a tierra del neutro en diferentes puntos de la red de distribución, estableciéndose, por ejemplo, que el neutro debe referirse a tierra cada 50 metros, como indica el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión. Para las sobretensiones transitorias, las protecciones consisten en elementos que actúan como válvulas de escape, de manera que a la tensión nominal de la instalación, el elemento actúa como circuito abierto y no se drena corriente a tierra. Si se supera un cierto nivel de tensión que puede considerarse peligroso para la instalación, el dispositivo empieza a drenar corriente manteniendo la tensión por debajo de un nivel determinado (Figura 11.27).

334 Tecnología eléctrica

Figura 11.27. Ejemplo de protector contra sobretensiones (por cortesía de Merlín Gerín).

Existen dos tipos de dispositivos de protecciones transitorias, según la técnica de limitación de las sobretensiones. Los descargadores de tensión y los supresores de tensión. Para las instalaciones y equipos de baja tensión, los primeros incluyen tiristores y tubos de gas de descarga. Funcionan como interruptores abierto/cerrado. Cuando se produce una sobretensión que excede el valor de disparo, se produce una descarga que cortocircuita la parte del circuito protegido hasta que ésta se extingue cuando la sobretensión cesa y la tensión pasa por cero. Los supresores funcionan como resistencias variables como se refleja en la Figura 11.28. Dichos componentes incluyen varistores y diodos de avalancha en aplicaciones de baja tensión. A diferencia de los anteriores no hay un tiempo de retardo entre la sobretensión y la actuación del protector, dado que si aumenta la tensión, la resistencia del protector disminuye creciendo y decreciendo la corriente drenada según evoluciona la tensión, de manera que la tensión en sus bornes se mantiene prácticamente constante.

Figura 11.28. Evolución de la corriente (línea gruesa) y tensión en descargadores (línea fina) y supresores (línea discontinua) ante una sobretensión de origen atmosférico.

Esquemas generales de las Instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 335

En alta tensión, a los dispositivos de protección contra sobretensiones se les denomina genéricamente pararrayos e igualmente pueden ser de tipo descargador, llamados entonces autovalvulares o pararrayos de carburo de silicio (a los que ya se hizo referencia en el capítulo dedicado a la descripción de los centros de transformación). Estos pararrayos son especialmente utilizados en los centros de transformación alimentados por una línea aérea, para la protección del transformador y del resto de material eléctrico. El descargador consiste en dos electrodos que actúan como un explosor en el que se ceba un arco cuando se supera un cierto nivel de tensión y que además tiene en serie una resistencia variable de carburo de silicio que actúa como limitador de corriente cuando se ceba el arco. Aunque hay muchos pararrayos autovalvulares instalados, las nuevas instalaciones de media tensión ya prácticamente los sustituyen por pararrayos de óxidos metálicos, que son resistencias variables de características equivalentes a las de los supresores antes descritos. Las características comunes asignadas a todos los protectores de sobretensión son: ■ Tensión asignada o nivel de protección (Up): Es el valor eficaz máximo de la tensión a frecuencia de red admisible en sus bornes, para el cual está previsto su funcionamiento en caso de sobretensión transitoria, es decir es el nivel de tensión en el que el dispositivo empieza a actuar y debe, por tanto, ser inferior a la categoría de sobretensión del material al que protege. ■ Tensión de funcionamiento continuo (Uc): Es el valor eficaz máximo de tensión que permanentemente el dispositivo soporta sin actuar. Debe ser superior a la tensión nominal (t/„) del circuito al que protege en un cierto factor (1,1 veces Un en baja tensión, como mínimo). ■ Corriente nominal de descarga (In): Es la corriente de pico máxima, con onda de 8/20 μs que el dispositivo puede soportar. Es el parámetro que determina la capacidad de absorber energía del protector. Los valores asignados a estas características dependen de los fabricantes y se obtienen de sus catálogos, aunque existen valores recomendados. El comportamiento diferente de los diversos tipos de protector los hace adecuados para diferentes usos. Según la categoría del material a proteger, tal como se definió en el apartado anterior, las protecciones contra sobretensiones se clasifican en distintos tipos. Los dispositivos de tipo descargador son adecuados para la protección de las sobretensiones producidas por caídas de rayos directos, que requieren una capacidad de absorción de energía muy elevada y que se denominan de Tipo 1. Por el contrario estos dispositivos son lentos como puede observarse en la Figura 11.28, donde se aprecia que el frente de la onda de sobretensión aparece en bornes del descargador y consecuentemente en el aislamiento de la instalación protegida, durante un instante antes de que éste actúe. En cambio, para la protección de sobretensiones inducidas son más adecuados sistemas de protección que sean más rápidos y con capacidad de absorción de energía de tipo medio o alto, conocidos como de Tipo 2. Los varistores son normalmente utilizados en este caso. En la Figura 11.28 puede observarse como, para los supresores de sobretensión, la respuesta es tal que desde el primer instante sólo la tensión residual afecta al aislamiento, con lo que la protección está garantizada siempre que la tensión soportada por el material sea superior a ésta. Por último para la protección de sobretensiones producidas por conmutaciones (transitorios rápidos en ráfagas) y para el material eléctrico de tensión soportada admisible reducida, como la mayoría de equipos electrónicos, se requiere de una protección de respuesta muy rápida aunque sea con capacidad de absorción de energía baja, como los clasificados de Tipo 3. Los diodos de avalancha son usados para esta protección y normalmente requieren de protecciones adicionales

336 Tecnología eléctrica

Figura 11.29. Disposiciones de protectores de sobretensión en paralelo.

de Tipo 1 y 2 en la instalación, para poder absorber la energía del fenómeno transitorio que no pueden absorber los de Tipo 3. Otra peculiaridad de los dispositivos de protección de Tipo 2 y 3, debido a su limitada capacidad de absorción de energía, es que requieren de medios de protección para evitar el cortocircuito de la instalación cuando el pulso tiene una energía superior a la que pueden soportar los supresores. Dado que el paso de corriente por la resistencia variable equivalente produce un aumento de la temperatura, que a su vez implica una disminución de la resistencia, la tensión residual termina reduciéndose a cero, o lo que es lo mismo, a producir el cortocircuito del varistor o diodo y, consecuentemente, del aislamiento del equipo o instalación protegida. Para evitar este efecto final no deseado, se suelen colocar, aguas arriba de los supresores, elementos de protección térmica, tales como bimetales, para dejar el circuito del protector abierto (entre fase y tierra o entre fases) cuando se produzca su destrucción, de manera que la instalación pueda seguir siendo operativa, aunque carezca ahora de la protección contra sobretensiones. Otra forma de aumentar la capacidad de absorción de energía sin disminuir la velocidad de respuesta es poner en paralelo varios supresores (Figura 11.29). También se pueden utilizar combinaciones de descargadores y supresores en paralelo, que incorporan una bobina entre ellas para retardar el flanco de la onda (tiempo de subida) y permitir la actuación del descargador antes de que el supresor intervenga. De esta manera el descargador absorbe la energía elevada del pulso y el supresor corta la tensión residual que deja pasar el descargador. Por último, en lo que respecta a las instalaciones y lugares donde deben utilizarse protectores contra sobretensiones, en general se pueden determinar tres tipos de instalación: ■ Instalaciones de edificios o estructuras que incorporan pararrayos de protección contra caída directa de rayos, en donde obviamente hay una mayor probabilidad de que aparezcan sobretensiones transferidas por tierra iguales al producto de la corriente del rayo por la resistencia de puesta a tierra. Normalmente deberán disponer de protectores de Tipo 1 en el origen de la instalación y de Tipos 2 y 3, según proceda, en los circuitos interiores. ■ Instalaciones alimentadas por redes de distribución aéreas, donde es más probable que se induzcan sobretensiones debidas a rayos que caen en las proximidades o al cruce de las líneas con otras de mayor tensión que puedan acoplar inductiva o capacitivamente las sobretensiones que en ellas se producen. Normalmente se dispondrán protectores de Tipo 2, en general y de Tipo 3, cuando proceda.

Esquemas generales de las instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 337



11.8.

Instalaciones que tengan, o en las que se prevea, la instalación de equipos muy sensibles a las sobretensiones (equipos electrónicos, informáticos) o cuyo fallo implique consecuencias importantes de seguridad o económicas (hospitales, centros de bases de datos, etc). En estos se combinarán protectores de Tipo 2 y de Tipo 1, si procede, con los de Tipo 3 que se disponen en las instalaciones interiores o en los propios equipos a proteger.

Ejemplo de aplicación

En este apartado se desarrolla un ejemplo para la selección de las características asignadas de los componentes de un centro de transformación y del cuadro de protección de circuitos interiores de una industria. Para el mismo caso del centro de transformación desarrollado en el Ejemplo 8.1, se desea ahora determinar las características de los protectores contra sobretensiones, los fusibles de protección contra sobreintensidades y de los interruptores automáticos de los circuitos interiores de la industria que alimentan los dos motores y las dos cargas resistivas, pero ahora con diferentes características en el transformador y las cargas. Las características de la línea de alimentación en el punto de conexión del centro, del transformador y de las cargas son: ■ Línea: 20 kV, Scc = 250 MVA. ■ Transformador: 20/0,4 kV, 250 kVA, ucc = 4%. ■ Motores (M): 400 V, 3~, 30 kVA y X"m =15%. ■ Hornos (C): 400 V, 3 ~, 60 kVA. De los datos de la compañía de suministro se sabe que las protecciones de la red de media tensión actúan en un tiempo inferior a un segundo en condiciones de cortocircuito. El esquema de las protecciones, tanto para el centro de transformación como para el cuadro de baja tensión, es el reflejado en la Figura 11.30. Las protecciones de los circuitos interiores (motores y hornos) se integran en el cuadro de baja tensión del centro de transformación al ser éste un centro de abonado, como ya se indicó en el Apartado 11.1. Se inicia el cálculo, determinando las intensidades en servicio continuo, que sirven como dato de partida para la elección inicial de las características asignadas de los elementos de protección. A partir de estas características asignadas y de otros parámetros asociados a los equipos eléctricos, que habitualmente suministran los fabricantes de dichos equipos, podremos saber si existe la adecuada coordinación entre las intensidades más desfavorables que pueden aparecer en el circuito, en condiciones normales y de defecto, y las características de los elementos de protección y del resto de equipos del sistema. Por último, deberá verificarse la adecuada selectividad de los elementos de protección que están en serie en el circuito. Siguiendo este método, las características asignadas inicialmente a los diferentes elementos de la instalación son: ■ Celdas y aparamenta de media tensión: los valores asignados a los interruptores-seccionadores y seccionadores de puesta a tierra serán los determinados en el Ejemplo 8.1 dado que las características de la línea que alimenta la instalación son las mismas: • Tensión más elevada del material: 24 kV. • Tensión soportada a frecuencia de red de corta duración (UacdMT): 50 kV. • Tensión soportada tipo rayo (UtrMT): 125 kV. • Intensidad asignada en servicio continuo de los interruptores-seccionadores: 200 A(*) para IS1 e IS2 y 100 A para IS3, IST4 e IS5.

338 Tecnología eléctrica

Figura 11.30. Esquema del centro de transformación del ejemplo.

Esquemas generales de las instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 339

■

• Poder de corte de los interruptores-seccionadores: 200 A(*) para IS1 e IS2, 100 A para IS3 e IS5 y 8 kA(*) para IST4. • Intensidad admisible de corta duración (valor eficaz) y tiempo asignado de corta duración; IacdMT: 8 kA y tcdMT: 1 s. • Valor de cresta de la intensidad admisible asignada: 20 kA. (*) El valor de la intensidad admisible en IS! e IS2 vendrá determinado por la potencia asignada a la red de media tensión y será un dato a suministrar por la compañía distribuidora o que se determinará a partir de la intensidad máxima admisible por los conductores del anillo de media tensión. El valor de 8 kA se asigna a ese interruptor ya que actúa en acompañamiento con el fusible de media tensión, como se indicará posteriormente. Cables de media tensión: serán de aislamiento 12/20 kV de XLPE y conductores de aluminio, en instalación al aire y suficientemente separados. Las intensidades admisibles se recogen en la Tabla 11.5. La sección de conductor a utilizar entre las celdas de entrada del centro de transformación y el propio transformador será determinada inicialmente considerando la intensidad calculada en media tensión para la máxima potencia del transformador, que es: I4 =

■

■

250·103 = √3·20·103

7.2 A

La sección necesaria para dicha corriente sería muy pequeña, pero por motivos mecánicos y electrodinámicos ante cortocircuitos, la sección debe ser limitada a un valor mínimo, que en la Tabla 11.5 de conductores para redes de media tensión, de aluminio y aislamiento de polietileno reticulado, se establece en 16 mm2 y que será la inicialmente elegida, para luego verificar ese valor con la corriente de cortocircuito prevista. Protección contra sobretensiones en media tensión: serán de Tipo 1 de óxidos metálicos con características asignadas para protección de aparatos y componentes de instalación de Categoría de sobretensión IV. Por tanto las características asignadas inicialmente serán: • Corriente nominal de descarga (Ind): 2,5 kA, correspondiente a centros de transformación de potencia media o baja, según lo indicado en el Apartado 11.6. • Tensión de funcionamiento continuo (U c ): 24 kV. correspondiente a la máxima tensión admisible por las celdas y aparamenta de media tensión elegidas. • Tensión asignada (U p ): inferior a 125 kV, correspondiente a la máxima tensión soportada de tipo rayo admisible por las celdas y aparamenta de media tensión elegidas. Fusibles de media tensión: serán de acompañamiento, lo que significa que están combinados con el interruptor-seccionador con puesta a tierra IST4, de forma que la fusión de uno cualquiera de los fusibles de cada fase implica la apertura trifásica del interruptor mediante el correspondiente sistema de accionamiento de disparo automático. Normalmente son del tipo limitador de corriente y en este caso se elige el de calibre de 25 A (características establecidas normalmente por la compañía suministradora), dado que para la sección de conductor elegida anteriormente la corriente límite es de 82 A según la Tabla 11.5. Aunque podría elegirse un fusible de menor calibre (desde 10 A), interesa que la intensidad nominal sea superior para facilitar la selectividad de los fusibles de media tensión con los de baja tensión, tal y como posteriormente será objeto de análisis en el ejercicio. Las características del fusible de media tensión elegido se recogen en las curvas 11.31 y 11.32 y la Tabla 11.6.

340 Tecnología eléctrica

Figura 11.31. Curvas de tiempo prearco-corriente de cortocircuito prevista para los fusibles de media tensión del ejemplo.

Esquemas generales de las Instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 341

Tabla 11.5. Tabla de intensidades máximas admisibles de los cables con conductores de aluminio, aislados con XLPE.

 Transformador de distribución: los valores asignados al transformador serán los indicados por el fabricante dentro de los valores normativos especificados en la UNE 20110 [2] y UNE 21122 [4]. • Tensión más elevada del material: 24 kV. • Relación de transformación: 20 kV/400 V. • Potencia asignada: 0,25 kVA. • Tensión de cortocircuito y ángulo de la impedancia: 4% y 72°. • Tiempo soportado en caso de cortocircuito: 2 segundos.

342 Tecnología eléctrica

Figura 11.32. Diagrama de limitación de intensidad para los fusibles de media tensión del ejemplo.

Tabla 11.6. Características de los fusibles de media tensión del ejemplo.

Esquemas generales de las Instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 343 Tabla 11.7. Tabla de intensidades máximas admisibles de los cables de baja tensión con conductores de aluminio, instalados al aire, con temperatura ambiente máxima de 40ºC.

Tipos de aislamiento V = Policloruro de vinilo. B = Goma butílica (butil). D = Etileno propileno. R = Polietileno reticulado. P = Papel impregnado. (1) Incluye, además, el conductor neutro, si existe

■

Cuadro de baja tensión: las características se determinan a partir de la intensidad asignada en servicio continuo, que se obtiene de la potencia asignada del transformador y, en el caso de los circuitos interiores, de la potencia prevista en las cargas.

• • • •

■

■

𝐼𝐼6 =

250·103 √3·400

≈ 361 A

Tensión asignada: 440 V. Intensidad asignada en servicio continuo del interruptor-seccionador: 400 A. Poder de corte del interruptor-seccionador: 400 A. Intensidad admisible de corta duración (valor eficaz) y tiempo asignado de corta duración; IacdBT = 16 kA; tcdBT = 1 s. • Valor de cresta de la intensidad admisible asignada: 40 kA. Cables de baja tensión: serán de tensión asignada 0,6/1 kV y aislamiento de polietileno reticulado (XLPE). con conductor de aluminio. Estarán instalados al aire y discurrirán juntos, en bandejas. La Tabla 11.7 refleja las intensidades admisibles con este tipo de configuración. Teniendo en cuenta la corriente máxima a suministrar en baja tensión por el transformador, la sección inicialmente elegida del conductor que discurre entre la salida del transformador hasta el cuadro general de protección de los circuitos interiores será de 240 mm2 que según la Tabla 11.7 admite hasta 420 A para cables unipolares con aislamiento de XLPE. Fusibles de baja tensión: se seleccionan del tipo gG de intensidad nominal de 400 A, con poder de corte de 120 kA eficaces. La Tabla 11.8 y las curvas de las Figuras 11.33 y 11.34 definen sus características asociadas.

344 Tecnología eléctrica

Figura 11.33. Curvas tiempo de prearco-corriente de cortocircuito prevista de los fusibles de baja tensión del ejemplo.

Esquemas generales de las Instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 345 Tabla 11.8. Características de los fusibles de baja tensión del ejemplo. Gama de Tensión nominal Un(V)

380/660

Intensidad nominal I (A)

6 10 16 20 25 35 50 63 80 100

Poder Característica I2t de de prearco corte asignado (A2s) Icn (kA)

120

125 160 200 250 315 400 500 630

Característica I2t a Un (A2s)

Código Referencia

100 180 450 1000 1900 3200 6000 10000 18000 29000

150 300 800 1900 3000 6000 15000 17000 30000 48000

FBT-6 FBT-10 FBT-16 FBT-20 FBT-25 FBT-35 FBT-50 FBT-63 FBT-80 FBT-100

45000 85000 140000 240000 400000 700000 1100000 2000000

80000 150000 250000 400000 700000 1500000 2000000 3500000

FBT-125 FBT-160 FBT-200 FBT-250 FBT-315 FBT-400 FBT-500 FBT-630

 Protección contra sobretensiones en baja tensión: serán de Tipo 2, dispuestos en modo común, con varistores de características asignadas para protección de aparatos y componentes de instalación de Categoría de sobretensión III. Por tanto, las características asignadas inicial mente serán: • Tensión de funcionamiento continuo (Uc): Mínimo 1,1- 230 = 253 V, conforme a la tensión nominal de la instalación entre fase y tierra y lo establecido en el apartado 12.6. • Tensión asignada (Up): inferior a 4 kV. correspondiente a la máxima tensión soportada por el material de categoría de sobretensión III. • Corriente nominal de descarga (Ind): su valor se determinará por cálculo en función de la resistencia de puesta a tierra de la instalación y de la tensión asignada. Para instalaciones industriales en edificio con pararrayos la resistencia de puesta a tierra máxima recomendable es de 15 Ω. con lo que la intensidad mínima a drenar por el dispositivo será Ind =

Uρ

RiBT

=

4·103 15

= 267A

Dicha corriente puede repartirse entre varios protectores dispuestos en paralelo como se observa en la Figura 11.30.

346 Tecnología eléctrica

Figura 11.34. Diagrama de limitación de intensidad para los fusibles de baja tensión. ■

Interruptores automáticos de circuitos interiores en baja tensión: las intensidades que circulan en condiciones normales por cada interruptor son: IC1yC2 =

IM1yM2 =

60·103

√3·400

30·103

√3·400

≈ 87A

≈ 44A

Con lo que se pueden usar interruptores automáticos regulables de las siguientes características: • Número de polos: 4. • Tensión asignada: 660/1000 V. • Intensidad asignada: máximo 100 A. • Intensidad admisible de corta duración (valor eficaz): 42 kA, 1 s. • Valor de cresta de la intensidad admisible asignada: 88 kA. • Poder de corte a 400 V: 42 kA. • Poder de cierre a 400 V: 88 kA. • Relé de protección: regulable en corriente retardada, corriente instantánea y temporización, según las curvas de actuación de la Figura 11.35 y valores de la Tabla 11.9. ■

Cables de circuitos interiores: en la Tabla 11.7 se puede buscar la sección de los conductores de aluminio de los circuitos interiores de los motores y hornos, adecuada a las

Esquemas generales de las Instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 347

Figura 11.35. Curvas de actuación y parámetros de regulación de IA1, IA2, IA3 y IA4.

Tabla 11.9. Valores de selección de los parámetros de disparo de los interruptores automáticos de baja tensión del ejemplo.

Umbral de disparo (A) Ir = Inx... Temporizado n (s) tr a 1,5 Ir Temporización (s) tr a 6 I r Temporización (s) tr a 7,2 Ir

0.4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

0,95

200

305

400

500

600

12

16

20

24

11

13.8

18.6

12.5

25

50 100

0,5

1

2

4

6

0,34

0,69

1.08

2,7

6.5

Disparo magnético (A) 1,5 Isd=Irx ...

2

2,5

3

4

5

8.3 6

8

10

0,98

1

Temporización (ms)

20

10

348 Tecnología eléctrica

corrientes calculadas anteriormente. Por ello, la sección podrá ser inicialmente elegida en 35 mm2 en XLPE, que corresponde a una corriente máxima admisible de 115 A y que, aunque sensiblemente superior a la calculada, permite una cierta capacidad de sobrecarga. Posteriormente se verificará si es suficiente para las condiciones de defecto del circuito y las características de los dispositivos de protección elegidos. Antes de iniciar los cálculos de cortocircuito y la evaluación de las características del material elegido, se debe analizar la idoneidad de los calibres de los fusibles y las secciones del conductor conforme a las condiciones de protección contra sobrecargas establecidas en el apartado 11.5. También es necesario verificar la selectividad inicial de las protecciones y la selección de los parámetros de los interruptores automáticos regulables. Empezando por los conductores de media tensión y el fusible F4, se tiene que a partir de los valores elegidos y los datos de la Tabla 11.5, para un conductor de 12/20 kV y 16 mm2, la primera condición a cumplir es: IB ≤ Inprotección ≤ IZ y por tanto 7,2 A < 25 A < 82 A con lo que la condición también se cumple. Por otro lado, teniendo en cuenta que Ifproteccion = 1,60Inprotección , para In > 16 A, tal como se indicó en el Apartado 12.5, se tiene IB ≤ Iprotección ≤ 1,45IZ esto es 1.60·25 ≤ 1.45·82 y 40 A < 119 A con lo que la condición se cumple. Además, en este caso en que el fusible es de acompañamiento con el interruptor-seccionador IS4, la condición anterior debe también cumplirse respecto al poder de corte de éste (100 A). En este caso se cumple, ya que la corriente convencional de fusión del fusible es 40 A. Para el cable de baja tensión de 240 mm2 y el fusible Fñ, se tiene: IB ≤ Inprotección ≤ IZ y por tanto 361 A - 5 ≥ 69 => 70 mm2 En este caso, cabe además determinar la resistencia de puesta a tierra mínima en el centro de transformación para cumplir las condiciones de tensión máxima soportada por los aislamientos

354 Tecnología eléctrica de las celdas y aparamenta de media tensión en condiciones de defecto de red y en condiciones de sobretensión tipo rayo. Fas condiciones a cumplir serán, utilizando valores reales:

Suponiendo que la red de media tiene neutro no distribuido pero referido a tierra en la subestación con una resistencia de 35 D = 0.0219 p.u., se tiene conforme lo desarrollado en el Apartado 11.3, pero expresado para el cálculo en valores por unidad:

y

con lo que RtMT ≤ 0.071 p.u. ≈ 114 Ω Por otro lado, de la condición de la corriente del protector de sobretensiones, se tiene que:

Por lo que es más restrictiva esta última condición. El valor de la resistencia aquí determinada es sin detrimento de la obtenida en los cálculos correspondientes a la determinación de tensiones de paso y contacto o las condiciones de separación efectiva de tierras que se desarrollaron en el Capítulo 10 y que darán, en general, condiciones más restrictivas que las ahora consideradas, pero eso no implica que este cálculo no deba tenerse en cuanta como una restricción más al cálculo de la resistencia de tierra de la instalación. Caso (b) Al cerrar S2, la corriente de cortocircuito calculada es la misma que en el caso anterior, pero si el fusible F4 tiene características de limitación, la corriente aguas abajo de él será de 2,5 kA cuando el cortocircuito se produce entre la salida del fusible y la entrada al transformador de distribución. Dicho valor se obtiene de la Figura 11.32 para un fusible de 25 A, con corriente de 6,5 kA, que es la corriente de cortocircuito sin limitación. Esta limitación es muy útil para garantizar la protección de la celda de medida, que es el equipo eléctrico principal que se encuentra en el tramo considerado. Por otro lado el poder de corte del fusible F4 (63 kA) es muy superior a la corriente máxima de cortocircuito (6,5 kA). Además, tomando el valor de I2t del fusible F4 de la Tabla 11.6 para In = 25 A, la condición a cumplir por la aparamenta es:

Esquemas generales de las Instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 355

condición que se cumple. Y en lo que respecta a los cables de este tramo, se deberá cumplir que:

que también se cumple. Pero el resultado obtenido refleja que se podría reducir la sección del conductor de media tensión aguas abajo del fusible F4 hasta la entrada del transformador de distribución. De hecho, esa es la finalidad principal del uso de fusibles o interruptores automáticos limitadores ya que, por ejemplo, el límite para cumplir la condición anterior sería:

Lo que supone utilizar una sección de 35 mm2 frente a los 70 mm2 necesarios aguas arriba del fusible F4. Caso (c) Al cerrarse S3, que representa un cortocircuito del lado de baja tensión del transformador, pero anterior a los fusibles de baja tensión, la impedancia en el cortocircuito será:

Con lo que la corriente de coitocircuito referida al lado de alta tensión y baja tensión será:

El valor de c es ahora 1,05, dado que el cortocircuito se produce en el lado de baja tensión, tal y como se indicó en el Apartado 6.3. En este caso, el único fusible que puede actuar en el cortocircuito estudiado es el fusible F4 y no actúa como limitador para la corriente ahora obtenida en la parte de alta tensión (184 A), tal y como se puede comprobar en la gráfica de la Figura 11.32. Al igual que se ha calculado la corriente de cortocircuito del lado de alta y baja tensión, las condiciones de cumplimiento de la aparamenta y de los cables se pueden verificar también en los dos lados, sin más que referir el valor de I2t del fusible F4 al lado de baja tensión, multiplicando el valor por r2 = ( U\ /U 2 )2. Las condiciones a cumplir por la aparamenta y cables de baja tensión serán entonces.

condición que se cumple.

que también se cumple.

356 Tecnología eléctrica Por otro lado, la corriente de cresta de la intensidad admisible se calcula mediante:

con este valor, en la Figura 6.6 se obtiene un valor de K igual a 1.38 con lo que el valor de cresta es: IPs3BT = 1,38 √2 IccS3BT ≈ 18 kA

Esta intensidad es inferior a la establecida como de cresta máxima para la aparamenta de baja tensión (40 kA). Por último, debe considerarse la protección del propio transformador que, como se ha indicado en el enunciado, admite cortocircuitos en un tiempo de hasta 2 segundos. Si se determina el tiempo de actuación del fusible F4 en condiciones de cortocircuito del transformador, en la Figura 11.31, con una corriente de 184 A. se obtiene un tiempo de actuación de 1 segundo, que es inferior al límite del transformador. Caso (d) Al cerrarse S4 la corriente calculada será igual que la del caso anterior, pero ahora es el fusible F6 el que actuará como protección, al producirse el cortocircuito aguas abajo de él. De la Figura 11.34 se puede comprobar que no existe efecto limitador para una corriente de 9,5 kA en el fusible de 400 A, dado que la curva de dicho calibre corta a la recta de limitación en valores superiores de corriente. No obstante, las condiciones a cumplir dependerán ahora del valor de I2t del fusible F6 y de la aparamenta y cables, que se pueden obtener de la Tabla 11.7 para 400 A y de las características asignadas a la aparamenta y a los cables de baja tensión

condición que se cumple.

condición que también se cumple. Caso (e) Al cerrar S5 la corriente de cortocircuito es la suma de la que produce la red y la que produce el motor M1 circulará por parte del cable de distribución de baja tensión y por el circuito interior del interruptor automático IA2 hasta el cortocircuito. El valor de dicha corriente se obtiene de manera suficientemente aproximada aplicando el método de la Zth equivalente descrito en el capítulo dedicado a cortocircuitos trifásicos equilibrados. El circuito equivalente Thévenin en condiciones de cortocircuito es el representado en la Figura 11.38:

con lo que

Esquemas generales de las instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 357

Figura 11.38. Equivalente Thévenin del cortocircuito en S5.

Así se calcula

lo que da un valor de K igual a 1,4, y entonces

Lo que significan valores de corriente prácticamente iguales a los obtenidos en el caso anterior. Por tanto, las condiciones a cumplir son las mismas también, salvo para los cables de baja tensión, dado que el cortocircuito ahora afecta al cable de 35 mm2 del circuito interior del motor M2. Aunque no se disponga de la curva I2t del interruptor automático IA2 que será el que proteja el cable citado, la selectividad entre protecciones establece que la curva I – t de dicho interruptor automático quede por debajo de la de los fusibles, e implica que su valor I2t será, para cualquier corriente de cortocircuito en las que se cumpla el criterio de selectividad, inferior al del fusible que está aguas arriba de él, con lo que:

condición que se cumple. Pero también podría haberse calculado el valor de I2t del interruptor automático a partir del valor de la Iccmax y el de tIccmáx, tal como se indicó en el apartado 11.5, teniendo en cuenta que el valor máximo de la corriente de cortocircuito calculada para la condición que se contempla en este apartado es 9,5 kA. Por tanto, el valor según los parámetros seleccionados en el interruptor (tIccmáx= 20 ms) es igual a (9.52 · 106 · 0,02) = 1,85·106 A2s, que no es inferior al del fusible calculado antes, como debería ocurrir según el planteamiento anterior, lo que sugiere que no hay una selectividad total, aunque se cumpla igualmente la condición del cable. Al final del ejemplo se tratará en detalle el problema.

358 Tecnología eléctrica

Figura 11.39. Equivalente Thévenin del cortocircuito en S6. Caso (f) Al cerrar S6 la corriente de cortocircuito suma de la que produce la red y la que producen los

motores M1 y M2, circulará por parte del cable de distribución de baja tensión y por el circuito interior del interruptor automático IA4 hasta el cortocircuito. Al igual que se hizo para el caso anterior, el equivalente Thévenin de la Figura 11.39 permite obtener la impedancia equivalente del circuito en condiciones de cortocircuito en S6.

con lo que

y

lo que da un valor de K igual a 1,4 y entonces

Cuyos valores siguen siendo inferiores a la corriente admisible de corta duración y al valor de cresta de la corriente admisible de la aparamenta de baja tensión y al poder de corte y poder de cierre de los interruptores automáticos, con lo que no procede ninguna verificación adicional, salvo en lo que respecta al conductor del circuito interior, donde como se ha indicado en el caso anterior:

con lo que la condición se cumple. En estos dos últimos casos, cabe destacar el hecho de que, para la corriente máxima de cortocircuito posible, que se produce a la salida de los interruptores automáticos de los circuitos

Esquemas generales de las instalaciones de baja tensión. Protección contra sobretensiones y sobreintensidades 359

interiores, la coordinación de las protecciones no es total, según se puede observar en la Figura 11.36 y según se desprende de los valores I2t del fusible y de los interruptores automáticos en dichas condiciones. Consecuentemente, para los 9205 A que provienen de la red, los interruptores automáticos podrían actuar simultáneamente con el fusible de 400 A. Para obtener selectividad total se podrían utilizar interruptores automáticos cuya temporización para el disparo magnético fuese menor. Si se ha de cumplir la condición de que la energía límite de unos sea inferior a la de los otros, se tiene que:

de donde se obtiene ′ 𝑡𝑡𝑚𝑚 ≤ 0,0137 ≈ 14 ms

Con lo que, por ejemplo, regulando el disparo magnético a 10 ms se conseguiría la selectividad requerida, tal y como se comprueba también de forma gráfica (línea de trazos en la Figura 11.36). Otra alternativa sería la elección, a la salida del transformador, de un fusible de baja tensión de mayor calibre que el de 400 A, pero ello implicaría la utilización de un cable de mayor sección hasta los circuitos interiores para cumplir los criterios de sobrecarga. Una última opción es no tener selectividad total si se entiende y asume que la posibilidad de tener un cortocircuito trifásico equilibrado es muy poco probable en la instalación, entendiendo que otros cortocircuitos tendrán una corriente suficientemente más baja para cumplir el criterio de selectividad. Por último, hay que verificar que la selección de los parámetros de los interruptores automáticos sea conforme también con las condiciones de cortocircuito mínimo. Tal y como fue explicado en el aparatado 11.3, la condición de cortocircuito mínimo que produce la actuación de los dispositivos contra sobrecargas y cortocircuitos se dará en el extremo más alejado de la línea y se corresponderá con un defecto entre fase y neutro en el extremo de una de las líneas del motor, en donde con c = 0,95, tal y como se justificó en el Aparatado 6.3 y con ZN =Zl = 0,07 p.u, se tiene:

Con lo que se cumple sobradamente la condición planteada. No obstante, debe considerarse que el cálculo exacto de la intensidad de cortocircuito mínima debe considerar un valor de ZccS5 diferente del calculado en el caso (e), pues el valor de Rr y Rt se determina ahora para un factor c igual a 1 frente a c igual a 1,1 utilizado para determinar el valor máximo de las corrientes de cortocircuito en los distintos puntos de la instalación. El valor así determinado es prácticamente igual al considerado en el cálculo, por lo que se puede aceptar como aproximación válida. Con esta última comprobación finaliza el cálculo justificativo de los parámetros asignados a las sobrecargas y cortocircuitos y a sus protecciones.

360 Tecnología eléctrica

11.9. [1]

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AENOR-AFME. [2]

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[16]

IEC 61643-11. Pararrayos de baja tensión. Parte 11: Pararrayos conectados a sistemas de baja tensión. Requisitos y ensayos. AENOR.

12 Capítulo

PROTECCION CONTRA LOS CHOQUES ELÉCTRICOS

El objeto de este capítulo es la descripción de las diferentes formas de protección contra los choques eléctricos en las instalaciones de baja tensión, considerando tanto las condiciones normales de uso como las de fallo del aislamiento. En primer lugar, se hace una descripción de los riesgos y se describe la forma de cálculo de las tensiones máximas admisibles a partir de la máxima corriente soportable por el cuerpo humano, la consiguiente tensión de contacto límite y la curva que representa a la tensión de contacto frente al tiempo de exposición. En lo relativo al contacto directo, se describen las principales medidas de protección, tales como protección mediante envolventes, protección por medio de obstáculos y protección por alejamiento. En lo relativo a la protección contra contactos indirectos, se describen las reglas generales de protección, atendiendo a los diferentes métodos en los diferentes esquemas de distribución de redes. A continuación, se explica el funcionamiento de un interruptor diferencial como elemento básico de protección contra contactos indirectos de algunas de las configuraciones de la red y se describen sus características principales. Seguidamente se explican las diferentes formas de cálculo de las líneas de fuga y distancias en el aire que garantizan la coordinación del aislamiento requerido en aparatos e instalaciones.

12.1. Tensiones máximas admisibles Probablemente el fenómeno más comúnmente relacionado con la electricidad es el del riesgo de choque eléctrico. Desde la infancia se advierte a las personas de los riesgos del contacto con las tensiones peligrosas y puede, por tanto, asociarse el peligro a la tensión eléctrica. Pero en la realidad no es la tensión solamente la responsable del peligro, tal y como ya demostró Faraday sometiendo a una persona, dentro de una jaula aislada de tierra, a una tensión elevada, o cómo podemos comprobar al observar a los pájaros posados sobre los conductores desnudos de las líneas de alta tensión, que no sufren ningún daño si no tocan simultáneamente fases diferentes, o fases y tierra. La razón de ello es que cuando no hay una diferencia de tensión entre diferentes partes del cuerpo, no circula corriente alguna a través de él y es la corriente la que tiene un efecto nocivo.

362 Tecnología eléctrica

Duración de la circulación de corriente (s)

Intensidad que circula por el cuerpo (mA) Figura 12.1. Efectos fisiológicos de la corriente alterna que circula entre las manos y los pies (la curva b representa la reacción muscular y la c1 la fibrilación ventricular).

Por tanto, para que exista una situación de riesgo de choque eléctrico es necesario que existan simultáneamente partes del cuerpo a tensión diferente, como ocurre cuando con las manos se toca una parte en tensión y los pies están en el suelo, que tiene un potencial próximo al de referencia de tierra. No obstante, la corriente tampoco es el único factor que debe considerarse para evaluar la peligrosidad del choque eléctrico. Así, la corriente que se produce en una descarga electrostática puede ser muy elevada, pero la energía, en cambio, no lo es tanto como para producir efectos irreversibles en el cuerpo humano. Por tanto, el tiempo durante el cual la corriente circula por el cuerpo, junto a su amplitud, implica una energía transferida que tiene un límite admisible por el cuerpo. Existen documentos normativos, como el de referencia CEI 61201, TS, Ed.2 [11] que describen el efecto fisiológico de las corrientes sobre el cuerpo humano y establece una graduación de los efectos de éstas, clasificándolos en efectos de reacción muscular y efectos de fibrilación ventricular, que indican el margen en el que empiezan a producirse daños de importancia para la salud, hasta el umbral en el que hay riesgo de muerte, respectivamente. Así, mediante gráficas, se reflejan las corrientes límites, en corriente alterna y continua, que pueden circular entre las manos y los pies, por ejemplo, para que se produzcan los efectos descritos anteriormente (Figura 12.1). Pero si para determinar el riesgo que se produce, es necesario conocer la corriente que circula durante un determinado tiempo por el cuerpo de una persona en contacto con partes que están a diferentes tensiones, se deberá conocer, además de la diferencia de potencial, la impedancia equivalente del cuerpo.

Protección contra los choques eléctricos

363

Figura 12.2. Tensiones alternas de contacto admisibles frente al tiempo, en una persona de piel húmeda y una zona de contacto media.

Esta impedancia no es un valor fijo y dependerá, por un lado, de las partes del cuerpo consideradas (entre las manos, manos y pies o manos y asiento), por otro, del área de contacto y de la humedad de la piel y, por último, de la naturaleza y frecuencia de la fuente de tensión. Aunque no es objeto de este capítulo entrar en la descripción en detalle de la determinación de las impedancias entre diferentes partes del cuerpo, en las distintas condiciones de tipos de piel y tamaños de área de contacto, el documento CEI 61201 TS establece las tensiones de contacto máximas admisibles en función del tiempo, mediante curvas, como la reflejada en la Figura 12.2 para una condición de piel húmeda, y con una zona de contacto de tamaño medio (12,5 cm2), que puede representar un contacto accidental. Lo que se representa en la Figura 12.2 es equivalente a las fórmulas que permiten determinar las tensiones límite de contacto aplicada y límite de paso aplicada, soportables por el cuerpo humano y reflejadas en la instrucción MIE-RAT-13 del Reglamento de Centrales, Subestaciones y Centros de Transformación [2], tal como fue descrito en el Apartado 10.5 del capítulo dedicado a tierras y donde, para duraciones largas (t > 5 s), la tensión límite es 50 V. Por tanto, dicha tensión se puede considerar como tensión segura en condiciones normales y es por ello que las normas de seguridad y reglamentos eléctricos establecen habitualmente la tensión límite admisible para un contacto accidental en 50 V. Este valor es el que se suele aplicar en condiciones normales de uso de aparatos e instalaciones, aunque hay excepciones por la naturaleza de éstos o por las condiciones especiales de su localización, como por ejemplo, las partes que normalmente pueden estar en contacto con la piel de forma directa o a través de líquidos conductores, que corresponden a situaciones con superficies de contacto mayores las que intervienen que en el caso de un contacto accidental. En esos

364 Tecnología eléctrica

casos especiales, la tensión límite de seguridad tiene que ser menor, asignándoles normalmente un valor de tensión límite de exposición de larga duración de 24 V. También se establecen límites menores para instalaciones o equipos eléctricos localizados en baños o locales húmedos, en los que la tensión segura se reduce a 12 V, dadas las especiales condiciones de humedad de la piel en dichos recintos.

12.2.

Protección contra los contactos directos

A las partes cuya tensión respecto de la tensión de referencia de tierra, en condiciones normales de operación, superan los valores de tensión segura anteriormente indicados, se las conoce como partes activas. La protección contra los choques eléctricos de los equipos e instalaciones es uno de los aspectos principales de su diseño. En general, el primer nivel de protección, lógicamente, consiste en no permitir el contacto directo con partes activas. Para ello las normas de seguridad eléctrica establecen los siguientes métodos de protección: ■ Protección mediante envolventes. ■ Protección por puesta fuera de alcance u obstáculos. ■ Protección mediante aislamiento. ■ Protección contra tensiones residuales. ■ Protección por uso de muy baja tensión de seguridad.

12.2.1.

Protección mediante envolventes

Este tipo de protección consiste en encerrar en una envolvente todas las partes activas, de manera que no se pueda acceder a ellas directamente. Se entienden como partes activas, las fases del equipo eléctrico y de la instalación, incluyendo entre éstas el neutro, salvo en redes y aparatos TN, siempre que se pueda garantizar la identificación y conexión segura del neutro tal como se indica en el Apartado 12.3.1. En general, los equipos eléctricos de los cuadros de las máquinas y de las instalaciones están encerrados en armarios o cajas, cuyo acceso sólo es posible mediante una llave o herramienta, que sólo está disponible para el personal autorizado para ello. Es un requisito habitual de todas las normas de seguridad eléctrica de instalaciones y aparatos, que todos los pulsadores y elementos de accionamiento de los aparatos y componentes de maniobra o protección deben ser accesibles desde el exterior, con el armario o cuadro cerrado o con su acceso condicionado a la desaparición previa de las tensiones peligrosas, mediante enclavamientos con seccionadores o microinterruptores de puerta que desconecten las partes activas antes de poder acceder a ellas. Si los mandos de accionamiento de las protecciones son accesibles al abrir una puerta, las partes activas deben estar encerradas bajo una tapa o panel, de manera que no sean accesibles con la puerta abierta. Tanto para la envolvente como para las tapas, el cierre que permite el acceso a diferentes elementos sólidos o líquidos al interior del cuadro, está normalizado y clasificado según sea más

Protección contra los choques eléctricos

365

o menos estanco a la entrada de éstos. Esta clasificación se conoce como grados de protección de envolvente (código IP XX) y está recogida en la norma EN 60529 (UNE 20324) [3], Las siglas XX representan dos cifras independientes, la primera de las cuales refleja el grado de protección a la penetración de cuerpos sólidos y la segunda a los líquidos. Cuanto mayor sea el valor de la cifra, mayor será el grado de protección y, en consecuencia, mayor será el cierre de la envolvente. Por ejemplo, el valor 2 para la primera cifra corresponde a la protección contra el acceso de un dedo, con lo que el requisito de protección mediante envolventes requerirá un grado mínimo IP 2X.

12.2.2.

Protección por puesta fuera de alcance u obstáculos

La protección por puesta fuera de alcance es propia de grandes instalaciones eléctricas cuya envolvente puede ser un local o cuarto a los que, por distintos motivos, accede el personal de mantenimiento y requiere de una cierta protección contra el acceso inadvertido a partes activas durante los trabajos. Consiste básicamente en que el acceso a partes activas esté impedido por obstáculos, barreras y otros elementos que garanticen que no puede haber un contacto inadvertido (como una verja o una barrera) o que haya una distancia mínima a las partes activas que asegure un alejamiento suficiente. La Figura 12.3 refleja las distancias mínimas requeridas, para este tipo de protección, por la instrucción ITC-BT-24 del Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión [1] y por la norma UNE 20460-4-41 [4].

12.2.3.

Protección mediante aislamiento

La protección contra el riesgo de que una parte en tensión pueda ser accesible directamente, bien tocando las partes activas o a través de envolventes conductoras que las encierran, también se realiza mediante aislamientos. Los aislamientos para la protección contra los choques eléctricos son barreras no conductoras, normalmente en forma de capas, que se interponen entre la parte accesible y la parte activa y se conocen como aislamiento básico cuando proporcionan una protección simple o básica (una única capa, por ejemplo). Además, los equipos eléctricos también requieren de aislamiento entre las propias partes activas de diferente polaridad o tensión, ya que si bien no es necesario por riesgo de choque eléctrico, si lo es por motivos funcionales y de protección contra cortocircuitos, por lo que a este aislamiento se le conoce como aislamiento funcional. El aislamiento puede consistir en materiales sólidos, eléctricamente aislantes, en contacto con partes activas, como la cubierta aislante de un cable, o en materiales no aislantes, que hacen la función de barreras o envolventes, separados rígidamente de la parte activa por una cierta distancia en el aire u otro gas de características aislantes, como el hexafloruro de azufre (SF6). Ya se ha hecho referencia a las características del aislamiento sólido en el capítulo dedicado a la descripción de los centros de transformación y de la aparamenta bajo envolvente y en él se establecen diferentes niveles de protección según sea la tensión asignada y el nivel de sobretensiones previsto o diseñado en la instalación al que están destinados. Pero además, considerando que es el aire el aislamiento más utilizado de manera natural en el diseño de los equipos e instalaciones eléctricas, uno de los principales objetivos del diseño

366 Tecnología eléctrica

Figura 12.3. Distancias y zonas mínimas para el acceso a partes activas.

será determinar la separación entre partes activas y partes conductoras accesibles, o entre partes activas de diferente polaridad o tensión. Al final de este capítulo se describirá la forma de determinar dichas distancias conforme a lo indicado en las normas que establecen los requisitos de coordinación de aislamiento y en función del nivel requerido para los aparatos y elementos de la instalación.

12.2.4.

Protección contra tensiones residuales

Es una protección necesaria para evitar choques eléctricos debidos a la descarga de elementos que almacenan energía, fundamentalmente condensadores, que quedan cargados cuando están en tensión y pueden permanecer así cuando el equipo eléctrico se desconecta de la red, de manera que se puede producir un choque eléctrico al tocar partes activas a través de las cuales que se produzca la descarga de dichos elementos. Por tanto, a diferencia de los otros medios descritos en este apartado, la protección ahora no consiste en encerrar o evitar el contacto con las partes peligrosas, dado que el riesgo asociado en este caso estará presente aún cuando se acceda a las partes eléctricas desconectadas para su reparación o mantenimiento.

Protección contra los choques eléctricos

367

Como se ha indicado anteriormente, el riesgo sobre las personas está relacionado directamente con la corriente descargada y el tiempo durante la que se produce. En este caso, al igual que en la protección contra las tensiones permanentes, la corriente que se drena dependerá de la tensión de contacto, pero ahora hay una diferencia y es que, adicionalmente, la corriente y el tiempo están condicionados por la energía máxima acumulada. Por ello, en alta tensión es un requisito de protección imprescindible conectar las partes activas a tierra después de la desconexión, de manera que se pueda descargar la energía acumulada por efecto capacitivo en distintas partes o elementos (condensadores o no) de la instalación. Los seccionadores de puesta a tierra, descritos en el Capítulo 8, realizan esta función. En lo que corresponde a los circuitos e instalaciones de baja tensión, hay que indicar que el efecto de almacenamiento de energía por efecto capacitivo es mucho menor que en el caso de los de alta tensión, por tener un nivel de tensión mucho menor, pero sin embargo en baja tensión se incorporan condensadores en los circuitos que pueden tener una capacidad suficientemente grande como para almacenar una energía peligrosa. Por ello, algunas normas de seguridad eléctrica establecen que. si la capacidad de los condensadores que los aparatos incorporan supera 0,1 μF, se debe disponer de medios tales como circuitos de descarga para evitar tensiones entre fases superiores a 60 V, 5 s después de la desconexión en máquinas y equipos industriales, o tensiones superiores a 34 V, 1 s después de desconectar la clavija de un aparato doméstico.

12.2.5.

Protección por uso de muy baja tensión de seguridad

Una de las formas de evitar que las tensiones sean superiores a los valores admisibles establecidos, es utilizar como tensión de operación del equipo eléctrico una tensión inferior a 50 V, conocida como muy baja tensión. No obstante, las condiciones a cumplir para que la muy baja tensión se pueda considerar segura para la protección contra los choques eléctricos no es sólo que sea inferior a 50 V. Además, para evitar que la muy baja tensión se pueda convertir en tensión peligrosa debido a fallos de aislamiento o de componentes, deberá diseñarse de forma que su fuente de alimentación sea: ■ De tensión nominal de suministro menor de 25 V en corriente alterna o 60 V en continua si se puede tocar directamente en condiciones de ambiente seco. ■ De tensión nominal de suministro menor de 6 V en corriente alterna o 15 V en continua si se puede tocar directamente en condiciones de ambiente mojado. ■ De separación de circuitos, mediante transformador separador, si la muy baja tensión se obtiene a partir de tensiones más elevadas de la red de otras fuentes. ■ De doble nivel de protección ante fallos, si se obtiene a partir de una fuente electrónica. ■ Una fuente electroquímica, como una batería, de tensión nominal inferior a los valores prescritos. Por otro lado, cuando en una instalación o aparato coexistan circuitos de tensión convencional con circuitos de muy baja tensión de seguridad, deberá haber una separación efectiva entre los conductores de unos y otros equivalente al doble aislamiento, tal y como se explica en el Apartado 12.3.3.

368 Tecnología eléctrica

12.3.

Protección contra los contactos indirectos

En todos los aspectos relacionados con la seguridad, las normas y especificaciones técnicas requieren que exista un doble nivel de protección para cada aspecto crítico considerado. En lo relativo a la protección contra los choques eléctricos, el doble nivel se obtiene mediante la protección contra los contactos indirectos, que consiste en garantizar la seguridad aun cuando se produzca un fallo en el aislamiento principal del equipo o instalación y que puede ser: ■ ■ ■

Protección por puesta a tierra y desconexión automática de la alimentación. Protección por separación eléctrica de la alimentación. Protección por doble aislamiento.

12.3.1.

Protección por puesta a tierra y desconexión automática de la alimentación

Cuando tiene lugar un fallo de aislamiento entre partes activas y tierra se produce una corriente de circulación que crea una tensión transferida a las masas metálicas referidas a tierra, que depende de la magnitud de la corriente y de la resistencia de puesta a tierra, como ya se explicó en el capítulo dedicado a tierras en el Apartado 10.5. En dicho capítulo se trataron también las condiciones a cumplir por las tensiones de contacto admisibles en las masas de alta y baja tensión cuando se producen defectos a tierra en alta tensión. El motivo de ello es que dado que las características de las protecciones de la red que alimenta el circuito están fijadas por la compañía suministradora y no se pueden modificar, las condiciones de diseño de una instalación para el cumplimiento en dichas circunstancias dependen fundamentalmente de la resistencia de puesta a tierra, del aislamiento de algunas masas, de la separación de las tierras de baja y alta tensión, o de la separación entre la tierra de alta tensión y la tierra de neutro. Pero cuando los defectos se producen en baja tensión, la única opción de cumplimiento, si no se dispone de protecciones específicas para cumplir la condición, es que la resistencia de puesta a tierra sea suficientemente baja para cumplir que: Vcmáx = IdBtRt ≤ 50 V ó 24 V ó 12V

(12.1)

Por otro lado, en el Capítulo 11 dedicado a la protección contra sobreintensidades, también se vio cómo la corriente de defecto entre fase y tierra era función del tipo de red en que se produce (TN, TT) y de los valores de la impedancia del circuito en bucle que se crea al producirse el fallo de aislamiento (véanse los Apartados 6.3 y 11.3), con lo que las condiciones para cada caso se resumen seguidamente: Fallo entre fase y tierra en sistema TT

En este caso IdBT es igual a IccF-T (Figura 11.6), por lo que la condición dada por (12.1) queda:

(12.2)

Protección contra los choques eléctricos

369

EJEMPLO 12.1 En el circuito trifásico de baja tensión de 400 V que alimenta la resistencia R2 del ejemplo del Apartado 11.8, dedicado a la protección contra sobreintensidades y sobretensiones, se produce un fallo entre una fase y tierra. Determinar la resistencia de puesta a tierra necesaria para cumplir el requisito de tensión de contacto admisible para condiciones de ambiente seco, suponiendo que la red de baja tensión es TT y que la resistencia de puesta a tierra del neutro es RB = 35 Ω. SOLUCIÓN La tensión de contacto admisible en valores p.u. es 50 V = 50/230 = 0.216 p.u., al ser la tensión límite de contacto una tensión entre fase y tierra. En los cálculos realizados en el ejemplo del Apartado 11.8, en esa parte del circuito (interruptor S6) se obtuvo un valor de Zcc = ZthS6 = 0,0386 p.u., con lo que aplicando la fórmula anterior, pero expresada conforme al análisis por fase, en valores por unidad, y con RB = 35/0,64 = 54.7 p.u., se obtiene: 1,05·1·𝑅𝑅𝑡𝑡

Y entonces:

0,0386+54,7+𝑅𝑅𝑡𝑡

≤ 0,2165 de donde Rt ≤ 14.22 p.u. ≈ 9.1Ω

IdBT ≈ 5,5 A

Como se observa del resultado obtenido en el ejemplo y en los valores normales de resistencia de puesta a tierra que se calcularon en los ejemplos del Capítulo 10 relativo a tierras, la resistencia de puesta a tierra tiene que ser muy baja en redes TT para garantizar que la tensión de contacto no sea peligrosa, sin utilizar otros medios adicionales de protección. Salvo en instalaciones especiales, en general no es posible garantizar resistencias de puesta a tierra muy bajas y que se mantengan durante toda la vida útil y estaciones climáticas en dichos valores. Por ello, en redes TT, es necesario disponer de un elemento de protección que limite la corriente de defecto máxima y así la resistencia de puesta a tierra podrá tener valores menos exigentes y más fáciles de cumplir, incluso en condiciones desfavorables. La corriente de defecto producida será tanto menor cuanto mayor sea la impedancia del bucle. Esto provoca que los dispositivos de protección contra cortocircuitos y sobrecargas no sean efectivos para la protección en redes TT, pues la corriente de defecto será, en general, inferior a la de actuación de dichos dispositivos. En el caso que nos ocupa basta recordar que los interruptores automáticos elegidos para la protección del circuito considerado son de /„ = 100 A y la intensidad nominal del circuito es 87 A, con lo que difícilmente podrán actuar con corrientes de defecto de 5,5 A, como máximo. Por ello, la solución para la protección de estas instalaciones es la utilización de interruptores diferenciales de corriente residual, que detectan la diferencia de corriente instantánea entre todos los conductores activos (incluyendo el neutro), de tal modo que si ésta supera un cierto umbral, se desconecta la instalación. Los diferenciales comerciales pueden tener distintas corrientes de defecto para el disparo (30; 100; 300 mA, etc.) e incluso hay interruptores que son regulables en esta característica. Básicamente un diferencial de tipo doméstico consiste en un núcleo magnético que rodea a todos los conductores activos del circuito, incluyendo el neutro, pero no el de tierra (Figura 12.4). En condiciones normales, aún con desequilibrios en la red, la suma de las corrientes instantáneas

370 Tecnología eléctrica

Figura 12.4. Esquema de funcionamiento de un interruptor diferencial.

de todos los conductores juntos es nula, pero si existe una fuga de corriente a tierra, por pequeña que sea la corriente neta, el balance de corriente en todos los conductores que atraviesan el núcleo no será cero y se creará un flujo que induce una corriente en una bobina arrollada al núcleo y que acciona el disparador. Esta corriente que se denomina corriente residual y que acciona el disparador, puede hacerlo directamente sobre un actuador que libera mecánicamente el dispositivo de resorte que abre los contactos, como ocurre comúnmente en los diferenciales de uso doméstico, o puede abrir un relé cuyos contactos, a su vez, abran el circuito eléctrico de disparo de un interruptor automático, como es habitual en las protecciones en alta tensión y en algunas aplicaciones industriales. Los diferenciales de uso doméstico están cubiertos por las normas EN 61008-1 [9] y EN 61009-1 [10] y los de tipo industrial por la UNE-EN 60947-2 [8]. La Figura 12.4 representa el esquema de funcionamiento de un interruptor diferencial. No obstante las características asignadas referidas a los contactos principales de los interruptores diferenciales son iguales que las descritas para los interruptores automáticos en el Apartado 11.4, que son: ■ Tensión asignada de empleo (Ue). ■ Tensión asignada de aislamiento (Ui). ■ Tensión asignada de impulso soportado (Uimp). ■ Corriente asignada (In). ■ Poder de cierre en cortocircuito asignado (Icm). ■ Poder de corte de servicio asignado (Ics). ■ Corriente de corta duración soportada asignada (Icw). Los valores de dichas características son también los mismos, tanto para los domésticos como para los industriales. De hecho existen sistemas de protección magnetotérmica y diferencial a la vez, que teniendo distintos disparadores comparten el mismo interruptor automático. Por

Protección contra los choques eléctricos

371

tanto la única diferencia en sus características asignadas se refiere al disparador, en la que se define la corriente de actuación residual asignada: ■ Corriente de actuación residual asignada (I∆n): Es el valor eficaz de la corriente residual asignada por el fabricante o el rango de corrientes asignadas en caso de que sea regulable, que producen el disparo del interruptor automático. I∆n = 0.006; 0,01; 0,03; 0,1; 0,3; 0,5; 1; 5; 10 y 30 A. En definitiva, la selección de la corriente necesaria para la protección dependerá de la resistencia de puesta a tierra de las masas, de tal manera que el producto de dicha resistencia, en cualquier punto de la instalación, por la corriente de defecto que dispara el dispositivo nunca supere los 50 V antes citados. Dicho de otra forma, se deberá cumplir la siguiente condición: RAI∆n ≤ UL

(12.3)

Donde: ■ RA es la suma de las resistencias de la toma de tierra (Rt) y de los conductores de protección de la masa del aparato donde se produce el defecto. ■ IAn es la corriente que asegura el funcionamiento automático del dispositivo de protección. Para el dispositivo de corriente diferencial-residual es la corriente de actuación residual asignada. ■ UL es la tensión de contacto límite convencional (50, 24, 12 V u otras). En lo que corresponde a la corriente asignada de los interruptores diferenciales (In) hay que considerar que ésta es la corriente máxima de la instalación en la que el diferencial puede ser instalado sin que éste se dañe por sobrecalentamiento o por carecer de la adecuada capacidad de corte. Por tanto, como regla general, la corriente admisible del diferencial debe ser igual o mayor que la del interruptor magnetotérmico general que proteja la instalación en la que está colocado el diferencial. Fallo entre fase y tierra en un sistema TN

Al igual que en el caso anterior, la corriente que circula por el circuito en caso de defecto de aislamiento de una fase con respecto a tierra es función de la impedancia del bucle de defecto que se forma a través de la tierra, con la diferencia de que ahora, al estar el neutro del transformador conectado directamente al circuito de protección, esta impedancia de bucle es mucho menor y las corrientes serán normalmente elevadas, con lo que los elementos de protección serán normalmente interruptores magnetotérmicos, aunque en los sistemas TN-S pueden utilizarse también dispositivos de corte por corriente diferencial-residual (Figura 11.5). La corriente de cortocircuito establecida en este defecto no implica la aparición de sobretensiones en las masas que se puedan determinar con precisión, dado que la corriente no se cierra por la tierra, pero independientemente de los requisitos térmicos aplicables a los conductores en condiciones de cortocircuito, tal como fue descrito en el Capítulo 1 1, conviene el corte de la corriente en el mínimo tiempo para evitar que tensiones fluctuantes en las masas respecto de tierra puedan provocar la aparición de corrientes que se drenen a través del cuerpo en contacto con ellas y que exceda el tiempo máximo admisible. Así, un criterio para la elección del dispositivo contra cortocircuitos, adecuado también para la protección contra los choques eléctricos, es el reflejado en la ITC-BT 24 del Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión, que requiere que el tiempo de actuación de la protección sea inferior a 0,4 s para la corriente que circule en caso de fallo entre fase y tierra, con tensión 230 V, y sea inferior a 0,2 s, si la tensión fase-tierra es 400 V, e inferior a 0,1 s, si esa tensión es superior a 400 V.

372 Tecnología eléctrica EJEMPLO 12.2 En el mismo circuito que el del Ejemplo 12.1 anterior, se produce igualmente un fallo entre una fase y tierra, pero suponiendo ahora que la red es TN. Se trata de determinar si la protección elegida del interruptor automático en la resolución del ejemplo del Apartado 11.8 es adecuada también para la protección contra los contactos indirectos. SOLUCIÓN En el Apartado 11.3 se estableció la expresión que permite calcular la corriente en caso de defecto entre fase y tierra en una red TN, en valores reales:

Si se considera que, al igual que en el ejemplo anterior, los valores de las impedancias en valores por unidad son:

Con la expresión en valores por unidad, se obtiene una corriente de:

Para esa corriente, se puede comprobar en la curva I – t del interruptor automático seleccionado de la Figura 11.35, que el tiempo de actuación del protector entre 2 y 3 kA es, en el peor de los casos 0,020 s, que es muy inferior al tiempo máximo de actuación admisible para la tensión de 230 V entre fase y neutro (0,4 s). Por tanto, los parámetros del interruptor automático elegidos son adecuados para esta protección.

Además, en las redes TN existe otro problema asociado a los fallos a tierra, que aunque no impliquen directamente un riesgo de choque eléctrico suponen, en determinadas circunstancias, riesgos contra la seguridad. Cuando se produce un fallo a tierra en el conductor neutro de una red TN, idealmente no aparecerá corriente de defecto alguna, dado que el potencial del conductor neutro es el mismo que el del conductor de tierra, al estar los dos referidos a tierra en el mismo lugar, en uno o varios puntos a lo largo de la instalación. Por tanto, si no hay corriente de defecto no se producirá una diferencia de tensión entre las masas conductoras donde se produce el defecto y la referencia de tierra y no habrá riesgo de choque eléctrico. Pero el hecho de estar el conductor neutro y el de tierra de protección al mismo potencial en el punto de utilización, implica el riesgo de que determinados elementos de maniobra y protección del circuito eléctrico puedan quedar cortocircuitados al producirse un defecto entre dichos conductores. Por ejemplo, en la Figura 12.5 se puede observar como el elemento representado por un interruptor (que en la realidad puede ser un presostato. termostato, interruptor automático, fusible, etc.), colocado en el conductor correspondiente al neutro del circuito, queda cortocircuitado por

Protección contra los choques eléctricos

373

Figura 12.5. Cortocircuito de elementos de maniobra o protección en caso de fallo entre neutro y tierra en una red TN-S.

el defecto entre el neutro y tierra. En dicha figura se puede comprobar que la corriente circulará, tanto si el interruptor está cerrado (por fase y neutro IFN), como si está abierto (por fase y tierra, IFT) y sin que tenga que actuar ningún elemento de protección de la instalación, dado que las condiciones de funcionamiento de los elementos del circuito en dicha situación son las normales. Si los elementos cortocircuitados en este fallo son elementos que tienen relación con la seguridad (por ejemplo, interruptores automáticos o fusibles de una instalación o limitadores térmicos o de presión en una máquina o aparato) se creará una situación peligrosa con riesgo permanente, pues los sistemas pueden operar indefinidamente en esta condición. Es por esto que en las instalaciones, máquinas y aparatos que se conectan a redes TN, la conexión debe ser permanente y deben estar claramente diferenciados los terminales y cables que se conectan al neutro (identificando con color azul claro los cables y con la letra N los terminales de conexión). Además no se dispondrá ningún elemento de maniobra ni de protección en el neutro. Ese método de protección no siempre es posible de realizar. Así ocurre en aparatos monofásicos que se conectan a la instalación mediante una clavija que no esté polarizada, esto es, que no pueda conectarse a la base de toma de corriente en una posición única y no se pueda distinguir entre el neutro y la fase. En estos casos no queda más remedio que establecer las protecciones en todas las fases activas incluyendo también al neutro, intercalando sistema de detección y disparador, en su caso, también en el neutro del aparato.

12.3.1.

Protección por separación eléctrica de la alimentación

Como se habrá podido observar no se ha hecho referencia al sistema IT al hablar de defectos a tierra en el Apartado 12.3.1 y la razón de ello es que dicho sistema presenta, por su propia construcción, un comportamiento muy particular frente a los contactos indirectos. Dado que en este tipo de esquema se recomienda no distribuir neutro o que éste esté aislado de tierra mediante una impedancia de valor elevado, en caso de fallo de una fase a tierra, la impedancia de bucle será muy grande, con lo que la intensidad de defecto en caso de un primer

374 Tecnología eléctrica

Figura 12.6. Esquema IT aislado de tierra. Condición de primer defecto.

fallo de aislamiento será muy pequeña. De todas formas, como en el caso de los sistemas TT se tendrá que cumplir la siguiente condición: R AI d


2,5 mm.  De la Tabla 12.4 para 400 V, g.c.2 y III, la distancia L 2 > 4 mm. 2. En cuanto a los terminales de entrada del cuadro de protecciones interiores de los circuitos de baja tensión, en su entrada se disponen los elementos de protección contra sobretensiones descritos en el ejemplo del Apartado 11.8 y tras ellos se disponen los terminales, montados sobre una placa metálica, referida a la tierra de baja tensión. En este montaje es donde hay que determinar las dimensiones mínimas admisibles de las líneas de fuga y distancias en el aire, según la Figura 12.10. Al estar los terminales detrás de la protección contra sobretensiones y ser ésta del tipo supresor, según lo indicado en el ejemplo del Apartado 11.8, aunque la categoría de sobretensión es III, se puede considerar que la tensión de impulso tipo rayo aplicable es la correspondiente a la tensión asignada Uρ de los supresores, que si es de 3000 V en este caso, tendremos para el mismo grado de contaminación 2 se tiene: ■ De la Tabla 12.2, para 3000 V y g.c.2, las distancias dx = d2 ≥ 2 mm. Por otro lado el nivel de sobretensión temporal a frecuencia de red entre fase y tierra es para el caso general 1000 V, como se ha explicado anteriormente en el Apartado 12.4 y será 400 V entre fase y neutro, como en el caso anterior, por lo que se tendrá: ■ De la Tabla 12.3 para √21000 ≈ 1500 V, la distancia dx > 0,76 mm y (400 V), la d2 > 0,02 mm. Con lo que definitivamente se tiene d1 ≥ 2 mm y d2 ≥ 2 mm. Para las líneas de fuga la situación es idéntica al caso anterior, con lo que: ■ La distancia L1 ≥ 2,5 mm y L2 ≥ 4 mm. Debe indicarse que si la red fuese IT, L1 también habría tenido que ser superior a 4 mm, conforme lo explicado en el Apartado 12.4. 3. Por último, determinar las características del interruptor diferencial a colocar en los circuitos interiores, suponiendo que la red es TT y teniendo en cuenta que la resistencia de puesta a tierra en baja tensión es 15 Ω, tal como se indicó en el desarrollo del ejemplo del Apartado 11.8, se tendrá que considerar la corriente máxima de defecto que hace actuar el disparador I∆n para que se cumpla que RAI∆n ≤ UL

388

Tecnología eléctrica

Figura 12.10. Líneas de fuga (línea gruesa) y distancias en el aire (línea de trazos) entre partes activas (fases y fase-neutro) y partes activas y masa (fase y placa) de la regleta de bornes de conexión del cuadro de protecciones de circuitos interiores.

Suponiendo que en las condiciones de utilización del ejemplo la tensión límite de contacto es 50 V, la corriente de defecto normalizada será:

Para el resto de características asignadas se tomarán valores iguales a los correspondientes de los interruptores automáticos, tal como se justificó en el Apartado 12.3. Por tanto, tomando los valores de los interruptores automáticos del ejemplo del Apartado 11.8, resulta: ■ Número de polos: 4. ■ Tensión asignada: 660/1000 V. ■ Intensidad asignada: Máximo 100 A. ■ Intensidad admisible de corta duración (valor eficaz): 42 kA, 1 s. ■ Valor de cresta de la intensidad admisible asignada: 88 kA. ■ Poder de corte a 400 V: 42 kA. ■ Poder de cierre a 400 V: 88 kA. ■ Corriente de actuación residual asignada: 1 A.

Protección contra los choques eléctricos

12.6.

389

Bibliografía

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Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión.

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Reglamento de Centrales, Subestaciones y Centros de Transformación.

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UNE-EN 60947-2. Aparamenta de baja tensión. Parte 2: Interruptores automáticos. AENOR.

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[10] UNE-EN 61009-1. Interruptores automáticos para actuar por corriente diferencial residual, con dispositivo de protección contra sobreintensidades incorporado, para usos domésticos y análogos (AD). Parte 1: Reglas generales. AENOR. [11] IEC 61201, TS, Ed.2. Valores de tensión de contacto límite para la protección contra los choques eléctricos. AENOR.