Diseño de Subestaciones Eléctricas FINALES

Profesor: Diego Toledo

Ciudad Guayana, Noviembre del 2013.

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CATEDRA: DISEÑO DE SUBESTACIONES. TEMA I: CONCEPTOS BÁSICOS

Autor: Zoraileth Campo.

NIVEL DE AISLAMIENTO. Diseñados para soportar sobretensiones, en lugar de solo voltajes de funcionamiento normales. Las líneas y equipos de aislamiento están protegidos por pararrayos que drenan las sobretensiones rápidamente antes de que en el aislamiento se produzca un daño. El nivel mínimo se conoce como el nivel de aislamiento básico (BIL) que debe estar asociado a todos los componentes de un sistema.

A pesar de que la tensión pico puede ser mayor que el voltaje normal, la tensión en el aislamiento puede existir sólo durante periodos cortos de tiempo.



NIVEL DE AISLAMIENTO. Nivel de aislamiento básico, KV (estándar de 1,5 x 40 µs de onda) Clase de tensión (Kv)

Clase de distribución

Clase de potencia (estación, líneas de transmisión)

1.2

30

45

2.5

45

60

5.0

60

75

8.7

75

95

15

95

110

23

110

150

34.5

150

200

46

200

250

69

250

350

* Para valores actuales recomendados en la industria, consulte la última versión del Código Nacional de Seguridad Eléctrica.

La tabla muestra los niveles de aislamiento recomendados para un número de clases de tensión.

La relación de la BIL a la clase de tensión disminuye a medida que los últimos aumentan, las tensiones de alimentación se vuelven más altas y el efecto de una sobretensión disminuye;

Las características de aislamiento de línea y de equipos deben estar a un nivel de tensión superior a aquella en las que el pararrayos comienza a despejar a tierra, y una diferencia de voltaje suficiente entre los dos debe existir.



NIVEL DE AISLAMIENTO. Las características de aislamiento de líneas y equipos deben estar a un nivel de tensión superior a aquella en las que el pararrayos comienza a despejar a tierra, y una diferencia de voltaje suficiente entre los dos debe existir. Como existen distintos dispositivos de protección, las características de C/U de estos deben ser coordinadas para el funcionamiento y la protección adecuada.

El aislamiento más débil debe ser, más débil por un margen determinado que la de los equipos principales que está protegiendo, tal disposición coordinada restringe daños a las principales partes del equipo.



NIVEL DE AISLAMIENTO.

Nivel 1 (nivel alto): Se utiliza en los aislamientos, no auto recuperable (sin contacto con el aire), de aparatos como:

Nivel 2 (nivel medio o de seguridad): Está constituido por el nivel de aislamiento auto recuperable de las partes vivas de los diferentes equipos, que están en contacto con el aire.

Nivel 3 (Nivel bajo o de protección): Está constituido por el nivel de tensión de operación de los explosores de los pararrayos de protección.



NIVEL BÁSICO DE IMPULSO (BIL). DEFINICIÓN: Gradiente de aislamiento dieléctrico de un material, para resistir el esfuerzo de tensión a una tensión aplicada entre el material y una superficie conductora más allá de la calificación de BIL. Es la capacidad de un material para resistir la tensión mecánica. Columna 1 Nivel de voltaje del sistema (Kv) 1.2 2.5 5.0 8.7 15 23 34.5 46 69 92 115 161 196 230 287 345

Columna 2 Niveles básicos de aislamiento estándares (Kv) 30* 45ϯ 45* 60ϯ 60* 75ϯ 75* 95ϯ 95* 110ϯ 150 200 250 350 450 550 750 900 1050 1300 1550

Columna 3 Aislamiento reducido (Kv) … … … … … … … …. … … 450 650 … 900 … …

Tabla N°2. Niveles básicos de aislamientos. Para zonas a menos de1000 m sobre el nivel del mar



DESCARGAS PARCIALES (PD) Se definen en la norma IEC 60270 como

Pueden ser la consecuencia de un aumento del campo eléctrico en un espacio determinado, relativamente pequeño, en comparación con las dimensiones del medio aislante.

"Descargas eléctricas localizadas en los puentes de aislamiento entre los conductores y que puede o no ocurrir en las adyacencias de un conductor. Las descargas parciales son, en general, una consecuencia de la concentración de esfuerzos eléctricos en el aislamiento o en la superficie del aislamiento. Generalmente, dichas descargas aparecen como impulsos que tienen una duración de mucho menos de 1 ms”.

Este aumento puede deberse a cambios bruscos en la naturaleza del aislante, debidos a espacios de gas entre las superficies de un aislante con un conductor o con otro aislante.



DESCARGAS PARCIALES (PD)

Descarga parcial externa (corona): Se produce en el aire o el gas que rodea un conductor.

Se consideran inofensivas en equipos de exteriores, ya que los gases corrosivos son eliminados o transportados lejos, pero si tiene lugar en un entorno cerrado, los gases corrosivos no tienen salida y pueden producir daños adicionales.



DESCARGAS PARCIALES (PD) Descargas parciales superficiales:

¿Que generan? Pistas de conducción en la superficie del aislador y la reducción de su eficacia. Si no se detectan y reparan, los puntos de descarga crecen y pueden llegar a incendiarse.

¿A que se deben? Contaminación y humedad, es una forma de descarga parcial relativamente común.

Si la causa de la descarga superficial es la contaminación y es detectada a tiempo, es posible limpiar los aisladores antes de que se produzcan daños a largo plazo.



DESCARGAS PARCIALES (PD) Descarga interna: La más difícil de diagnosticar, no presenta síntomas visibles o audibles

Medida y detección de las descargas parciales. Al iniciarse una descarga parcial aparecen pulsos transitorios de corriente de alta frecuencia cuya duración oscila entre los pocos nanosegundos y el microsegundo, desaparecen y vuelven a aparecer repetidamente. Las corrientes procedentes de descargas de tipo PD son difíciles de medir a causa de su pequeña magnitud y corta duración. El evento puede detectarse como un cambio muy pequeño en la corriente consumida



Descargas Parciales (PD) Medida y detección de las descargas parciales.

La norma IEC describe procedimientos ideales para medidas de laboratorio, en las que el sistema puesto a prueba se puede alimentar con una fuente de laboratorio limpia, se dispone de accesorios de prueba y el sistema se sitúa en el interior de una jaula de Faraday. Las medidas de campo no pueden realizarse con una jaula de Faraday, además de ser medidas expuestas a ruido y, en consecuencia, menos sensibles. Las medidas en campo deben ser, por necesidad, rápidas, seguras y sencillas si están destinadas a su aplicación por propietarios y operadores de equipos de media tensión (MT) y alta tensión (AT).



Descargas Parciales (PD) Medida y detección de las descargas parciales.

Los picos TEV son fenómenos muy útiles para detectar y medir descargas parciales, ya que pueden detectarse sin efectuar conexiones eléctricas ni retirar ningún panel.

Puede lograrse una mayor sensibilidad de medida, especialmente a mayores tensiones, utilizando antenas UHF* integradas

Tensiones transitorias a tierra (TEV): Son picos de tensión inducidos en la superficie de las piezas metálicas circundantes. Medidas ultrasónicas: Se basan en el hecho de que una descarga parcial emite ondas sonoras. Las descargas internas no emiten ultrasonidos. Esta restringida a descargas superficiales y descargas en corona. Detección del campo electromagnético: Permite captar las ondas de radio generadas por la descarga parcial.



Descargas Parciales (PD) Consecuencias. Las descargas parciales tienen efectos perjudiciales sobre el medio en que se producen. MEDIO LIQUIDO O SOLIDO MEDIO GASEOSO Producen una degradación lenta Como el aire, las pero continua, que termina por la descargas parciales ruptura eléctrica del material aislante producen el conocido Existen otras consecuencias que no son Efecto Corona; fenómeno detectables a simple vista como: que produce luz, ruido y Generación de radiaciones ozono ultravioletas.

Oxígeno en forma de ozono con alto poder oxidante. Perdidas de potencia. Erosión mecánica de las superficies.

No todos los efectos son perjudiciales, ya que estas consecuencias se han usado para el desarrollo importantes productos en xerografía e iluminación.



Coordinación De Aislamiento. DEFINICIÓN: Ordenamiento de los niveles de aislamiento de los diferentes equipos, de tal manera que al presentarse una onda de sobretensión, ésta se descargue a través del elemento adecuado, sin producir arcos eléctricos ni daños a los equipos adyacentes. Conjunto de disposiciones tomadas con el La coordinación de aislamiento se objeto de evitar daños a los aparatos refiere a la correlación entre los eléctricos debido a las sobretensiones y esfuerzos dieléctricos aplicados y los para localizar las descargas de arco, en esfuerzos dieléctricos resistentes. donde no pueden causar daño. Externa: La debida a descargas atmosféricas. Es la de mayor importancia en instalaciones eléctricas con tensiones nominales inferiores a 300 kV. Interna: La debida a maniobras de interruptores. Ésta es la de mayor importancia en las instalaciones eléctricas con tensiones nominales superiores a 330 kV.



Coordinación De Aislamiento. Determinar las solicitaciones dieléctricas a la que cada aparato o instalación del sistema estará sometido durante su vida en servicio, tomando en cuenta los dispositivos especiales de protección que pudieran modificarlas.

Definir, en base al conocimiento de las solicitaciones y de las características de los aislamientos, los niveles de aislación adecuados.

Investigan el comportamiento de los aisladores que integran el sistema frente a las solicitaciones dieléctricas que deberán soportar.


Método convencional de coordinación de aislamiento La amplitud máxima de sobretensiones transitorias que puede llegar a los componentes, se puede limitar con un dispositivo de protección. El nivel de aislamiento de impulso se establece de 15 a 25 % por encima de la tensión del nivel de protección de los dispositivos de protección.

Curva (V vs T) utilizada para la coordinación de aislamiento


Métodos estadísticos de Coordinación de aislamiento A tensiones de transmisión más altas, la longitud de las cadenas de aisladores y la holgura en el aire no aumentan linealmente con la tensión. La imagen muestra el número de discos aislantes en las cuerdas de suspensión para diferentes voltajes.

El aumento en el número de disco es ligero para el sistema de 220KV, con el aumento en el factor de tensión de más de 2 a 3,5, pero hay un aumento rápido en el sistema de 750KV.



Corrientes De Diseño De Una Subestación.

Corriente nominal Se calcula de acuerdo a la potencia nominal que se instalará en la subestación siguiendo la siguiente fórmula: En donde:

I = La corriente nominal (Amp.). P = La carga total a instalar (VA). V = El nivel de tensión de trabajo de línea a línea (Volts). K0 = 1 Sistema monofásico. k0 = √3 Sistema trifásico.

Corriente de cortocircuito. Se dice de la Sobre corriente causada por contacto directo, de impedancia despreciable, entre dos puntos que en condiciones normales de servicio presentan una diferencia de potencial.

Cálculo: Este cálculo puede parecer sencillo pues se resolvería realizando simplemente el cociente entre la tensión existente en dicho punto y la impedancia interpuesta en el momento de producirse la falla (cortocircuito).



Corrientes De Diseño De Una Subestación. Cálculo de la corriente de cortocircuito. La potencia de cortocircuito capaz de suministrar la empresa de energía eléctrica para el punto en cuestión. Datos técnicos del transformador al que este conectado.

Datos de los cables o líneas aéreas existentes entre el transformador y la acometida principal a considerar.

El diagrama de flujo de la figura que se mostrara a continuación, indica el proceso lógico que se debe seguir para conocer las diferentes corrientes de cortocircuito y los parámetros que permiten realizar los cálculos para cada uno de los diferentes dispositivos de protección.



Corrientes De Diseño De Una Subestación. Cálculo de la corriente de cortocircuito. Para elegir y regular convenientemente las protecciones se utilizan las curvas de intensidad en función del tiempo (1, 2 representan el valor eficaz de la corriente en el conductor; I2 es el límite de corriente admisible en régimen permanente).

Características I2t de un conductor en función de la temperatura ambiente. Protección de un circuito por interruptor automático



Corrientes De Diseño De Una Subestación. Cálculo de la corriente de cortocircuito. El poder de corte de los interruptores automáticos.

La protección de las personas

La corriente máxima de cortocircuito, que determina: La solicitación electrodinámi ca de conductores y componentes

El poder de cierre de los dispositivos de maniobra.

La longitud de los cables es importante y/o la fuente o generador es relativamente de alta impedancia.

La corriente mínima de cortocircuito, para elegir la curva de disparo de los equipos para:


Corrientes De Diseño De Una Subestación. Características de los cortocircuitos

Su duración: auto extinguible, transitorio, permanente. Su localización: dentro o fuera de una máquina o un tablero eléctrico. Su origen: • Por factores mecánicos • Debidos a sobretensiones eléctricas de origen interno o atmosférico. • Causados por la degradación del aislamiento

Diferentes tipos de cortocircuitos.

Las principales características de los cortocircuitos son:




Corrientes De Diseño De Una Subestación. Consecuencias de los cortocircuitos Según el lugar de la falla, un arco puede: Degradar los aislantes.

Según el circuito afectado, pueden presentarse: Sobre esfuerzos electrodinámicos .

Fundir los conductores

Provocar un incendio o representar un peligro.

Sobrecalenta miento deterioro de los aislantes.

Para los otros circuitos eléctricos de la red afectada Bajadas de tensión durante el tiempo de la eliminación de la falla Desconexión de una parte de la instalación Inestabilidad dinámica y/o pérdida de sincronismo de las máquinas. Perturbaciones en los circuitos de mando y control.



Corrientes De Diseño De Una Subestación. Consecuencias de los cortocircuitos

La Figura presenta los dos casos extremos posibles de establecimiento de una corriente de cortocircuito Icc, que, para facilitar la comprensión, se representan con una tensión alterna monofásica.



Corrientes De Diseño De Una Subestación. Cálculo de las Icc por el método de las impedancias.

Cortocircuito trifásico. Es el defecto que corresponde a la unión de las tres fases. La intensidad de cortocircuito Icc3 es:

Donde: U = (tensión compuesta entre fases) la que corresponde a la tensión de vacío del transformador.

Corrientes De Diseño De Una Subestación. Cálculo de las Icc por el método de las impedancias.


Diferentes corrientes de cortocircuito.




Corrientes De Diseño De Una Subestación. Cálculo de las Icc por el método de las impedancias. Cortocircuito a tierra (monofásico o bifásico): Provoca la intervención de la impedancia homopolar, Salvo en presencia de máquinas rotativas. El cálculo de esta intensidad puede ser necesario según el régimen de neutro (esquema de conexión a tierra) para la elección de los niveles de regulación de los dispositivos de protección homopolar (AT) o diferencial (BT).

Cortocircuito monofásico aislado: Corresponde a una falla entre una fase y el neutro, alimentado por una tensión simple

La intensidad Icc1, que circulará en este caso será:

Cortocircuito bifásico aislado:

Corresponde a una falla entre dos fases, alimentado por una tensión compuesta. La intensidad Icc2 que circulará es inferior a la provocada por una falla trifásica:

En algunos casos concretos de defecto monofásico, la impedancia homopolar del generador es menor que Zcc,. En este caso, la intensidad monofásica puede llegar ser mayor que la de un defecto trifásico.

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CATEDRA: DISEÑO DE SUBESTACIONES. TEMA II: EQUIPO PRINCIPAL DE UNA SUBESTACIÓN ELÉCTRICA

Autor: Marko Michinaux

 consiste esencialmente en dos o más circuitos eléctricos en forma de devanados entrelazados magnéticamente por un circuito magnético común.  Se aplica un voltaje alterno a uno de los devanados, produciendo por inducción electromagnética una fuerza electromotriz en el otro devanado, así la energía puede ser transferida desde el circuito primario al secundario.

Donde: n: Relación de Transformación N1: Numero de vueltas del secundario N2: Numero de vueltas del primario



 Los tipos de construcción fundamentalmente utilizados, se conocen como “núcleo”(izquierda) y “coraza” (derecha), tal y como se describe en la figura

 El arreglo convencional de un transformador tipo núcleo consiste en devanados circulares primario y secundario, orientados concéntricamente alrededor del pie del núcleo de la sección cruzada circular.  En el tipo coraza, el circuito magnético consiste en una sección cruzada rectangular formado por una pila de laminaciones de ancho constante. Las bobinas se enrollan directamente y los devanados primario y secundario son intercalados como un emparedado.



 Los arreglos de los núcleos de un transformador de potencia se disponen de la siguiente manera



 La construcción tipo núcleo es empleada típicamente para toda aplicación en sistema de potencias. La construcción acorazada, en cambio, se reserva para aplicaciones especiales, generalmente donde se requieren elevadas intensidades de corriente y bajas tensiones tales como los hornos de arco eléctrico o estaciones de prueba para corto-circuitos.



 La función de los transformadores de una subestación es en esencia similar a los de distribución, pero con diferencias significativas en aspectos como la construcción y operación. Las características que generalmente comparten ambas categorías son en el uso de aceite para aislamiento y propósitos de refrigeración, cambios de TAP y coordinación de aislamiento. Los transformadores de potencia de subestaciones son trifásicos de dos o más devanados.





 El núcleo, de un transformador de potencia de subestación, y especialmente unidades polifásicas, son construidas con núcleos de tipo acorazado que rodean los devanados. Con una polaridad usualmente orientada para polaridad aditiva, de acuerdo con normas EEI, Nema y entre otros estándares, en contraste con la polaridad sustractiva de los transformadores de distribución.  Los bushings, en el lado de bajo voltaje son confeccionados, generalmente, de porcelana y son similares a los bushings primarios de transformadores de distribución, pero de mayor capacidad nominal de corriente. El lado de alto voltaje, al contrario, contempla una mayor capacidad de corriente nominal, dependiendo de la magnitud de voltaje, puede consistir en cilindro de porcelana sólida que proporciona aislamiento para perfiles de tensión de hasta 35kV, los cilindros de porcelana huevos con relleno de aceite soportan hasta 69 kV; para 69kV en adelante, la porcelana hueca puede contener capas de papel aislante impregnado de aceite con hojas metálicas introducidas en diversos lugares entre las capas, formando una serie de condensadores cuyo propósito es uniformar el estrés electrostático dentro de los bushings. Otros bushings contienen rellenos de un gas inerte denominado Hexafloruro de Azufre (SF6).



 Para el manejo del aceite, se toman diversas precauciones para mantenerlo al margen del aire y humedad. En algunas unidades, un gas inerte, tal y como el nitrógeno, ocupa el espacio superior del aceite para el sellado del tanque del transformador. Algunas unidades que se dejan en la intemperie, son equipadas con un tanque en el lado superior del transformador, denominado conservador, en el cual la expansión y contracción del aceite toma lugar. Algunas veces el tanque se expone a la atmosfera a través de un respiradero. Sin embargo, la condensación de la humedad y la formación de lodo también toman lugar en el tanque, por esta razón, se incorpora un sumidero al conservador por el cual se extrae la condensación el lodo.  Como medio de refrigeración, los transformadores de potencia para subestaciones pueden ser equipados con aletas o radiadores para mejorar la habilidad de los transformadores en disipar el calor generador por pérdidas. Tanto las aletas como los radiadores aumentan la superficie transfiriendo el calor a la atmósfera. El radiador, adicionalmente, mejora la circulación natural del aceite por corrientes de convección dentro de la unidad. La capacidad de refrigeración puede aumentarse aun más mediante ventiladores soplando hacia las aletas y disipadores, incrementando la tasa de calor transferido a la atmósfera.



 La relación de transformación de estos transformadores de potencia, expresado en kVA, está estrechamente asociada con el tipo de refrigeración empleado; por ejemplo, una relación de transformación a alta tensión de 10000 kVA/12000 kVA/1500 kVA-FA/FO, indica medios de refrigeración de aire forzado y circulación de aceite forzado. La relaciones de transformación también incluyen niveles de ruido a máxima carga, expresado en decibelios a una distancia estándar de las unidades.



 Normas y estándares útiles IEC 60076 Power transformers Part 1 – General ; Part 2 – Temperature rise; Part 3 – Insulation levels, dielectric tests and external clearances in air; Part 4 – Guide to the lightning impulse and switching impulse testing of power transformers and reactors; Part 5 – Ability to withstand short circuit; Part 8 – Application guide for power transformers; Part 10 – Measurement of transformer and reactor sound levels Part 11 – Dry type power transformers IEC 60085 Electrical insulation – thermal evaluation IEC 60137 Bushings for alternating voltages above 100 V IEC 60156 Insulating liquids – determination of the breakdown voltage at power frequency – test method. IEC 60214 Tap changers Part 1 – Performance requirements and test methods; Part 2 – Application guide



 Normas y standards útiles IEC 60270 High voltage test techniques – partial discharge methods IEC 60289 Reactors IEC 60296 Specification for unused mineral insulating oils for transformers and switchgear IEC 60354 Loading guide for oil-immersed power transformers IEC 60599 Mineral oil-impregnated electrical equipment in service – guide to the interpretation of dissolved and free gases analysis IEC 60616 Terminal and tapping markings for power transformers IEC 60905 Loading guide to dry type power transformers CEE-TPL3 Ensayo de un TRANSFORMADOR TRIFASICO



 Es un dispositivo electromecánico cuya función principal es la de conectar y desconectar circuitos eléctricos bajo condiciones normales o de falla. Adicionalmente se debe considerar que los interruptores deben tener también la capacidad de efectuar “recierres”.  Los interruptores en caso de apertura, deben garantizar el aislamiento eléctrico del circuito. Existen distintas formas de clasificar a los interruptores, una de ellas, es por medio de extinción, pudiendo ser: interruptores en aceite (que ya no se utilizan), interruptores neumáticos, interruptores en vacío e interruptores en hexafloruro de azufre (SF6). Como el interruptor de alta tensión de gran volumen de aceite que se muestra a continuación



 También se clasifican los interruptores por su construcción; "Tanque muerto" o "Tanque vivo". De tanque muerto (derecha) significa que el tanque del interruptor y todos sus accesorios se mantienen al potencial de tierra y que la fuente externa y conexiones a la carga se hacen por medio de boquillas convencionales. De tanque vivo (izquierda) significa que las partes metálicas y de porcelana que contienen el mecanismo de interrupción se encuentran montadas sobre columnas de porcelana aislante y están, por lo tanto, al potencial de línea.



 Algunos Mecanismos de extinción de interruptores de potencia

SF6 Hexafluoruro de Azufre

Cámara de extinción de vacío



De izquierda a derecha, (a) Interruptor en posición ON (b) Ruptura de corrientes de baja intensidad. (c) Ruptura de corrientes de alta Intensidad.

Neumático 1 contacto ajustado, 2 perno móvil, 3 punta aislante, 4 ducto anular 5 cubierta de cámara, 6 cámara inferior 7 compartimento de cámara inferior


“Air Blast”




 Normas y estándares útiles (válidos también para seccionadores) IEC 60059 IEC standard current ratings IEC 60060 High-voltage test techniques IEC 60296 Fluids for electrotechnical applications – Unused mineral insulating oils for transformers and switchgear IEC 60364-5-53 Electrical installations of buildings – Part 5-53: Selection and erection of electrical equipment – Isolation, switching and control IEC 60376 Specification of technical grade sulphur hexafluoride (SF6) for use in electrical equipment IEC 60427 Synthetic testing of high- voltage alternating current circuit breakers IEC 60466 AC insulation-enclosed switchgear and controlgear for rated voltages above 1 kV and up to and including 38 kV IEC 60470 High-voltage alternating current contactors and contactorbased motor-starters IEC 60480 Guide to the checking of sulphur Hexafluoride (SF6) taken from electrical equipment



 Normas y estándares útiles (válidos también para seccionadores) IEC 60694 Common clauses for high-voltage (supersedes switchgear and control gear IEC 1208) standards IEC 60859 Cable connection for gas-insulated metal-enclosed switchgear for rated voltages of 72.5 kV and above IEC 61958 High-voltage prefabricated switchgear and controlgear assemblies – Voltage presence indicating systems IEC 62271-100 High-voltage switchgear and (supersede controlgear – High-voltage IEC56) alternating current circuit breakers IEC 62271-102 High-voltage switchgear and (supersedes current controlgear – Alternating IEC129, IEC disconnectors and earthing switches IEC 62271-105 High-voltage switchgear and controlgear Alternating current switch-fuse combinations



 Equipos empleados para maniobras sin carga en la subestación. A diferencia del interruptor de potencia, poseen una capacidad de interrupción casi nula, por lo que se destruiría de inmediato con una falla por arco eléctrico.  Sirven para conectar y desconectar diversas partes de una subestación, para efectuar maniobras de operación o bien de mantenimiento. Su aplicación típica es ubicarlas a ambos lados de un interruptor para aislarlo, una vez que éste se abra. Su accionamiento puede ser manual o motorizado.



 Clasificaciones de seccionadores.

seccionadores de columna giratoria central o de tres columnas por polo  La cuchilla o contacto móvil está fijada sobre una columna aislante central que es giratoria. Con esta disposición se tiene una interrupción doble.

Seccionadores de cuchillas deslizantes  estructura muy similar a la de los seccionadores de cuchillas giratorias, poseen la ventaja de requerir menor espacio en sus maniobras. No obstante, estos seccionadores tienen una capacidad de desconexión inferior en un 70 %



 Clasificaciones de seccionadores.

Empleados en instalaciones de intemperie y con tensiones de servicio desde 33 kV a 220 kV. en este tipo de seccionador el contacto móvil está fijado sobre una columna aislante central giratoria. Con esta disposición se tiene una interrupción doble, por tanto cada punto de interrupción requiere una distancia en aire igual a la mitad de la total.

Contempla una simplificación de instalaciones de distribución en intemperie. Permite hacer conexiones entre líneas y S/Es a distintas alturas y Cruzados entre sí. Se elimina el contac-to fijo de cada fase, la conexión a la Línea es directa. La parte fija, llamada trapecio, está colgada de tal manera que al elevarse el contacto, éste se conecta con la mordaza fija cerrando el circuito.


 Dispositivo que protege equipos electrónicos contra posibles fallas eléctricas. Está conectado entre la red eléctrica (conectado a la alimentación de la empresa eléctrica) y los materiales que necesitan protección.  El UPS permite que los materiales reciban alimentación de una batería de emergencia durante varios minutos en caso de que se produzcan problemas eléctricos, en especial durante: (a) Interferencias en la red eléctrica. (b) Cortes de electricidad. (c) Sobretensión. (d) Baja tensión. (e) Descargas de rayos, las cuales constituyen una fuente extrema de sobretensión.




 El UPS suprime los picos que sobrepasan ciertos niveles. Cuando se produce un corte de electricidad, la energía almacenada en la batería de emergencia mantiene la fuente de alimentación, suministrando electricidad a los equipos durante un período de tiempo reducido (generalmente de 5 a 10 minutos). Más allá de los minutos de autonomía que brinda el UPS, este tiempo ganado permite también que el equipo se conecte a otras fuentes de energía.



 Normas y estándares útiles IEC 62040-3 Uninterruptible power systems (UPS) – Part 3: Method of specifying the performance and test requirements ANSI/IEEE 450-2002 IEEE Recommended Practice for Maintenance, Testing, and Replacement of Vented Lead-Acid Batteries for Stationary Applications ANSI/IEEE 1184-1994 IEEE Recommended Guide for Selection and Sizing Batteries for Uninterruptible Power Supply, (UPS) ANSI/IEEE 1188-1996 IEEE Recommended Practice for Maintenance, Testing, and Replacement of Valve-Regulated Lead-Acid (VRLA) Batteries for Stationary IEC 62040-1-2: 2004 Uninterruptible power systems (UPS) - Part 1-2: General and safety requirements for UPS used in restricted access locations IEC 62040-2: 2005 Uninterruptible power systems (UPS) - Part 2: Electromagnetic compatibility (EMC) requirements



 La conexión de condensadores permite, de forma general, mediante la inyección de reactivo, incrementar los perfiles de tensión de las líneas asociadas a la subestación. Los bancos de condensadores se conectan de dos formas que dependerá de su aplicación: en serie(figura derecha) y paralelo o Shunt (figura izquierda).  Los primeros condensadores construidos eran de 10 kVAr, en la actualidad se construyen unidades capacitivas de hasta 600 kVAr, siendo las unidades más comerciales comprendidas en el rango entre 200 y 300 kVAr.



 El condensador paralelo o shunt al igual que el condensador serie se instala en grupo conectados en combinaciones serie-paralelo para lograr el banco de la magnitud deseada. Su conexión a la red se realiza en paralelo tal como se indica en la siguiente figura:

 Al conectarse a la red, el banco de condensadores paralelo inyecta reactivos permitiendo incrementar la tensión, permitiendo su incremento en pasos discretos. Igualmente tiene la capacidad de mejorar el factor de potencia de la carga.

 Con el fin de mantener la confiabilidad del Sistema y permitir las labores de mantenimiento el banco de condensadores se conecta a la red a través de un seccionador y un interruptor.



 Los condensadores en serie se instalan en grupos conectados en combinaciones serie-paralelo para lograr el banco de la magnitud deseada, como se muestra a continuación:

 De esta manera la reactancia capacitiva contrarresta la inductancia reactiva de la línea reduciendo la impedancia equivalente entre los dos extremos, originando una disminución de la caída de tensión en la línea e incrementando la tensión en el extremo receptor. Además de incrementar los límites de transmisión de la línea asociada.



 Los bancos de condensadores serie tienen la ventaja de ser autoregulados, lo que permite el control de la tensión en el extremo receptor cuando la línea se encuentra en vacío o con baja carga.  En la energización de líneas se originan frentes de onda a frecuencias superiores a 60 Hertz, que puede en algunos casos provocar que la reactancia inductiva de la línea tienda a igualar la reactancia capacitiva del banco de capacitores, originando problemas de resonancia traduciéndose en elevadas sobretensiones en el extremo receptor. Este problema adquiere relevancia al instalarse en líneas de alta tensión (≥230 kV). No obstante, en equipos condensadores series de distribución o subtransmisión este efecto puede ser contrarrestado mediante un “gap” y un interruptor “by pass”. Como se muestra a continuación:



 Normas y estándares útiles IEEE 18-2012 Standard for Shunt Power Capacitors IEC / DIN EN 60831 and 60931 Power capacitors for power factor correction (PFC) up to 1000 V IEC / DIN EN 60871 Power capacitors for power factor correction (PFC) above 1000 V IEEE Std 824-2004 IEEE standard for series capacitor banks in power systems



 Su efecto en el Sistema es reducir tensiones, por lo tanto, su aplicación esta dirigida hacia Sistemas de Transmisión donde el efecto capacitivo de la línea es significativo. La conexión de los reactores se realiza ya sea en serie (derecha) o en paralelo (izquierda) dependiendo de la aplicación.  En la red de transmisión nacional a niveles de tensiones superiores a 400 kV, la implementación de equipos de compensación reactiva mediante reactores se hace indispensable, ya que la demanda de las cargas disminuye a ciertas horas del día elevando la tensión a magnitudes considerables, violando el rango de tensión establecido que garantiza la operación normal del Sistema de Potencia.



 Existen dos variantes para el reactor shunt que pudieran considerarse al conectarlo, una de estas variantes es conectarlo como reactor de S/E(inferior) y la segunda opción sería conectarlo como reactor de línea(superior).



 La filosofía de este esquema se basa en que la justificación para colocar el reactor paralelo es compensar los reactivos capacitivos inyectados por la línea en la cual esta conectado. Por lo tanto, al salir la línea, no se justificaría dejar el reactor en servicio, debido a que reduciría las tensiones de forma inadecuada.  Típicamente la conexión a la subestación se realiza cuando se tienen varias líneas con efecto capacitivo importante llegando a esa S/E. Aunque en esta situación también es posible conectarle a cada línea un reactor de línea, sin embargo existe la posibilidad de optar por colocar un reactor de S/E.  La capacidad del reactor S/E es superior a la capacidad del reactor si se colocara en la línea, pero inferior a la sumatoria de las capacidades de los reactores que se colocaran en las líneas. De esta forma, en caso de dispararse una línea el reactor permanecería en servicio compensando los reactivos capacitivos de la línea que se mantuvo en servicio.



 Su efecto es incrementar la impedancia equivalente de la línea ocasionando un aumento de la caída de tensión en la misma, para lo cual se obtiene una tensión mas baja en el extremo receptor.  Esta característica origina que no sea ventajoso colocar un reactor serie en una línea de distribución donde el efecto capacitivo de la línea no es apreciable, más bien su instalación en este tipo de líneas resulta perjudicial al incrementar la caída de tensión. La instalación de un reactor serie en una línea de transmisión tiene la desventaja que la capacidad térmica del reactor serie debería ser por lo menos igual a la capacidad térmica de la línea.



 Normas y estándares útiles IEC 60289 Reactors IEC 62041 EMC requirements for power transformers, power supplies, reactors and similar products IEC 60076-6 Transformers. Reactors part 6 ANSI C37.109 Summary of the ‘Guide for the protection of shunt Reactors’.



 El compensador estático es una composición de reactores y condensadores conectados en paralelo a la red controlado por tiristores, el tiristor es un dispositivo electrónico el cual tiene como cualidad conducir en un solo sentido cuando se le aplica una tensión DC en la puerta, permitiendo el paso de la corriente sólo durante su tiempo de conducción, de esta manera se varía la susceptancia del banco de reactores.  La función principal del compensador estático es mantener constante el voltaje en sus terminales mediante la variación en la absorción o entrega de reactivos del compensador estático a la red. Asimismo, el hecho de que la variación de reactivos sea controlada por la variación de la susceptancia del reactor de acuerdo a la conducción o no de los tiristores, le confiere una alta velocidad de respuesta ante cambios del voltaje incrementando la estabilidad transitoria.



 El condensador estático ofrece los siguientes aspectos: (a) Presenta una alta velocidad de respuesta. (b) Inyecta reactivos a la red de manera de mantener la tensión constante. (c) Durante la falla el compensador pierde un poco de su eficiencia por la característica del condensador de comportarse como impedancia constante, siendo la inyección de reactivos directamente proporcional al cuadrado de la tensión. (d) En el período post-falla el compensador tiende a estabilizar la tensión.



 Típicamente la aplicación de los compensadores estáticos está dirigida hacia su instalación en sistemas de transmisión donde su alta velocidad de respuesta juega un papel importante en el incremento del límite de transmisión por estabilidad transitoria. En segunda instancia, sería de gran importancia en el control de tensiones por su capacidad de mantener constante la tensión de la subestación ayudando a mantener el perfil de tensión de la red.  En sistemas de subtransmisión o distribución el compensador estático es poco usado, generalmente el costo de la inversión lo coloca en desventaja con otras alternativas menos costosas como los bancos de condensadores paralelos conectados por etapas.



 Normas y estándares útiles 1303-2011 - IEEE Guide for Static Var Compensator Field Tests 1031-2011 IEEE Guide for the Functional Specification of Transmission Static Var Compensators IEC 61954 ed2.0 Static var compensators (SVC) - Testing of thyristor valve



 Los generadores de respaldo son requeridos para proporcionar potencia en situaciones de falla que cause un apagón en la red de transmisión regional, generalmente son implementados en subestaciones asociadas a cargas críticas tales como hospitales o centros de procesamientos de datos, telecomunicaciones etc.  Los generadores Diesel son ampliamente utilizados en la industria eléctrica como respaldo, en esencia, este generador consiste en la combinación de dos dispositivos separados que operan juntos para producir energía. Un motor a diesel quema combustible para producir energía mecánica para el generador, el cual convierte el movimiento en electricidad utilizando electromagnéticos.  Los dos componentes (el motor y el generador electromagnético) están conectados por un cigüeñal, facilitando la transferencia de movimiento producida por el motor a los magnetos del generador.



 Cuando el motor diesel gira el cigüeñal que lo conecta al generador, el eje central del generador es hilado por una cámara que contiene electromagnetos. Este movimiento de alta velocidad produce una corriente eléctrica, la cual está disponible posteriormente para el uso de cualquier equipo que esté conectado al generador diesel

 La capacidad de estos generadores Diesel varían desde los 8 a 200 kVA, la selección de su capacidad contempla las características de la carga eléctrica (kW, kVA, reactivos y contenido armónico incluyendo corrientes iniciales (motores) y cargas no lineales) que deben alimentar en circunstancias que ameriten su puesta de operación, además de la condiciones ambientales. La mayoría de los fabricantes de grandes generadores diesel ofrecen software que desempeñan cálculos para la selección idónea de la capacidad del generador por simplemente introduciendo condiciones del entorno y características de carga.



 Normas y estándares útiles IEC 34-1 EN 60034-1 4999-101 Ratings and performance IEC 34-2A 4999-102 Losses and efficiency IEC 34-4 EN 60034-4 4999-104 Synchronous machine quantities IEC 34-6 EN 60034-6 4999-106 Methods of cooling IEC 34-8 HD 53.8 4999-108 Terminal markings 4999-140 Voltage regulation, parallel operation ISO 2373 4999-142 Vibration IEC 529 EN 60529 5490 Degrees of protection ISO 8528-3 7698-3 Generators for generating sets ISO 8528-8 7698-8 Low power generating sets IEC 335-1 EN 60335-1 3456-1 Safety of electrical appliances EN 60742 3535-1 Isolating transformers, Motors and generators Cylindricalrotor synchronous generators GT-driven cyl-rotor synch generators ANSI/ANS-59.51-1997;R2007 Fuel Oil Systems for Safety-Related Emergency Diesel Generators ANSI/ANS-59.52-1998;R2007 Lubricating Oil Systems for Safety-Related Emergency Diesel Generators.





 Por el uso que tienen se pueden clasificar en: A) Transformadores de medida.- Como se indica, estos son utilizados para conectar en estos aparatos para realizar medidas a un circuito con corrientes elevadas. Se caracterizan por su precisión y por sobre saturarse con intensidades moderadas. De esta los instrumentos de medida ven atenuado el efecto que altas intensidades pueden tener sobre ellos. B) Transformadores de protección.- Son utilizados para conectar en éstos instrumentos que garanticen la protección del circuito, generalmente se conectan los relés de protección.



 La interacción de los flujos genera una inducción magnética que genera la fuerza electromotriz E2 que hace circular una corriente I2 por la espira, que es la corriente medida. Los instrumentos que se conectan al transformador de corriente tienen impedancias muy pequeñas (amperímetros, vatímetros, etc.) y prácticamente el secundario opera en corto circuito.  Nunca se debe dejar abierto el lado secundario del transformador de corriente, ya que se inducen en sus terminales tensiones elevadas y recalentamiento en el TC.



 Las intensidades en el secundario están ya normalizadas, existen TC de 5 y de 1A. En los catálogos de TC los fabricantes nos ofrecen los siguientes datos en clases de precisión normalizados:

 La potencia de la carga que es la potencia que consumen todos los elementos conectados al secundario del TC. Para comprar un TC antes debemos de saber cuanto va a ser la carga que este va a soportar y luego buscar en los catálogos.  El peso del TC también es un aspecto a considerar.



 La clase del TC. Indica el tanto por ciento del máximo error que se origina en la medición. A continuación se muestra una tabla con las clases existentes para IEC.



 Normas y estándares útiles IEC 60044 Instrument transformers IEC 61869 Additional requirements for current and voltage transformers IEC/TR 61869-103 Ed. 1.0 The use of instrument transformers for power quality measurement IEEE C37.110-1996 Guide for the Application of Current Transformers Used for Protective Relaying Purposes IEEE C57.13-1993-2008 Requirements for Instrument Transformers IEEE C57.13.2-1991 - IEEE Standard Conformance Test Procedures for Instrument Transformers C57.13.6-2005 - IEEE Standard for High Accuracy Instrument Transformers PC57.13.3 - Guide for Grounding of Instrument Transformer Secondary Circuits and Cases 3004.1-2013 - IEEE Recommended Practice for the Application of Instrument Transformers in Industrial and Commercial Power Systems.





 Los transformadores deben de estar protegidos con fusibles para evitar que los corto circuitos dañen a los instrumentos.

 La norma IEC especifica que la clase o precisión debe mantenerse cuando la tensión que se aplica en el arrollamiento primario se encuentre comprendido en un rango que va del 80% al 120% de la tensión primaria nominal, además debe mantenerse dicha precisión cuando la carga conectada al secundario del transformador este comprendida entre el 25% y el 100% de la carga nominal y con un factor de potencia de 0.8 inductivo.



 Clases de precisión para transformadores de tensión CLASE DE PREDICCIÓN

LÍMITES DE TENSIÓN

ERROR DE TENSIÓN (%)

ÁNGULO DE ERROR (MINUTOS)

±0,1

Laboratorio

0,1

0,8 – 1,2 Vn

0,2

0,8 – 1,2 Vn

±0,2

± 10

0,3

0,8 – 1,2 Vn

±0,3

± 20

1

0,8 – 1,2 Vn

±5

±1

3

1 Vn

APLICACIÓN

± 40

±3

-

Patrones portátiles, contadores precisión Contadores normales, aparatos medida Aparatos de cuadro

Donde no se requiere precisión



 Normas y estándares útiles IEC 60186:1987 Voltage Tansformers IEC 60044 Instrument transformers IEC 61869 Additional requirements for current and voltage transformers IEEE C57.13-1993-2008 Requirements for Instrument Transformers IEEE C12.11-1987 - American National Standard for Instrument Transformers for Revenue Metering, 10 kV BIL Through 350 kV BIL (0.6 kV NSV through 69 kV NSV) IEEE C57.13.2-1991 - IEEE Standard Conformance Test Procedures for Instrument Transformers IEEE C57.13.6-2005 - IEEE Standard for High Accuracy Instrument Transformers IEEE PC57.13.3 - Guide for Grounding of Instrument Transformer Secondary Circuits and Cases IEEE 3004.1-2013 - Recommended Practice for the Application of Instrument Transformers in Industrial and Commercial Power Systems



 Un fusible consiste en 2 partes fundamentales: la parte remplazable que corresponde al fusible y la parte de apoyo que corresponde al soporte del fusible. Tal y como se describe en la siguiente figura:

 La forma más simple de un fusible consiste tan sólo en un filamento o alambre. Cuando fluyen sobrecorrientes o de cortocircuitos, el filamento empieza a derretirse y se forman arcos eléctricos en varias posiciones a lo largo de éste. El arco eléctrico causa la decaída de la corriente y una vez que se reduce a cero, el arco es extinguido.



 Mientras más largo sea la sección cruzada del cable, mayor capacidad tendrá el fusible para manejar corrientes.  El diseño más común de fusible es el tipo “tabaco” o ”cartucho”. Este consiste en un cilindro de cerámica que contiene uno o más elementos los cuales son conectados a cada terminal del tabaco. Si se requiere una gran capacidad de ruptura de corriente, el tabaco o cartucho es llenado con arena de alta pureza química y con tamaño de granos determinado. El fusible es sustituido una vez que haya operado y despeje la falla.  Los fusibles de cartucho o tabaco son utilizados por un rango más amplio de voltajes y corrientes que otros diseños.  Los fusibles pueden ser divididos en dos categorías; limitadores de corriente y no limitadores de corriente.



 Un tabaco con relleno de arena es de tipo limitador de corriente (izquierda); cuando opera, este limita la corriente pico llevándolo a un valor significativamente inferior que el valor anticipado de la corriente.

 Un fusible no limitador de corriente (derecha), tal y como lo es un fusible semi cerrado, no limita la corriente significativamente.



 El derretimiento ocurre primero en las secciones cuando una sobrecorriente fluye y este resulta en un número de arcos controlados en serie, la tensión de cada arco contribuye al voltaje total en el fusible, y este voltaje total resulta en el decaimiento de la corriente a cero. Debido a que el número de arcos es limitado, la tensión del fusible no debe ser tan elevado como para causar daños en el circuito.  La función de la arena consiste en absorber energía de los arcos eléctricos y para contribuir en el enfriamiento; cuando se despeja la falla, la arena alrededor de los arcos se derrite.



 Los fusibles ofrecen una larga vida útil sin sufrir un deterioro en sus características o rendimiento, y los fusibles tipo cartucho o tabaco poseen la ventaja particular que ellos contienen completamente el arco.

 Los fusibles son confeccionados de muchas formas y tamaños, y varios tipos son mencionados a continuación: (a) Miniatura (de hasta 250 V) (izquierda) (b) Baja tensión (1000V AC en adelante o 1500 V dc) (centro) (c) Alta tensión (superior a 1000 V AC) (derecha)



 Normas y estándares útiles IEC 60549, 60871, 60143 Capacitor Protection of shunt protection and series power IEC 60282 High-voltage fuses IEC 60282-1 60282-1 EN60282-1 current-limiting fuses IEC 60282-2 2692-2 expulsion and similar fuses IEC 60549 High-voltage fuses for the protection of shunt capacitors IEC 60269-1 – BS88 Low voltage fuses below 1000 VAC IEC 60269-3, BS1361 Protection of consumer units Domestic types IEC 60127 Miniature fuses. Breaking capacity below 2 kA IEEE C37.48.1-2011 Guide for the Application, Operation, and Coordination of High-Voltage (>1000 V) Current-Limiting Fuses IEEE C37.46-2010 Standard Specifications for High-Voltage (>1000 V) Expulsion and Current-Limiting Power Class Fuses and Fuse Disconnecting Switches IEEE C37.48-2005 Guide for the Application, Operation, and Maintenance of High-Voltage Fuses, Distribution Enclosed Single-Pole Air Switches, Fuse Disconnecting Switches, and Accessories



 Los sistemas que incorporan relés de protección pueden desconectar elevadas corrientes a alto voltaje muy superiores a los que puede interrumpir un sistema que incorpore fusibles.

 En general, los relés operan en el evento de una falla cerrando un conjunto de contactos o disparando un tiristor. Esto se traduce en el cierre de un circuito de disparo de la bobina en el circuito interruptor que desconecta entonces el falla. La presencia de la falla es detectada por los transformadores de corriente, de tensión o tiras bimetálicas.  Actualmente, los relés electromecánicos (derecha) y de estado sólido (izquierda) son ampliamente utilizados.



 El relé de estado sólido está sustituyendo a los electromecánicos debido a que no existe la posibilidad de que se presente rebote, elevada vida útil, velocidad de interrupción y funciones adicionales que pueden ser incorporados en el relé. Estas funciones adicionales, por ejemplo, incluyen medidas de condiciones de circuito y transmisión de la data a un centro de control (SCADA) por un relé microprocesador.  Además, los relés de estado sólido pueden desempeñar cualquiera de las funciones de un relé electromecánico mientras que ocupa menos espacio, aunque los electromecánicos son más robustos ante interferencias y transitorios, además de ser más baratos y ofrecen aislamiento completo.  No obstante, los contactos de los relés electromecánicos pueden cerrar después de años de inactividad y un conjunto gemelo de contactos pueden ser utilizados para mejorar confiabilidad.



 El material de contacto debe ser seleccionado para soportar los efectos corrosivos del entorno local porque una película de corrosión puede prevenir el contacto efectivo hecho. Tanto como la corrosión y la contaminación del polvo pueden ser evitados por un confinamiento completo y sellado del relé.  Los contactos deben resistir arcos eléctricos durante un rebote en el cierre y apertura, pero es usualmente menos importante que la resistencia a la corrosión. Debido a la necesidad de alta confiabilidad, los contactos son fabricados de plateado con oro, platino, rodio, paladio, plata o diversas aleaciones de estos metales.  Los relés de estado sólido no están afectados directamente por corrosión o polvo, pero la temperatura y la humedad pueden afectarles si las condiciones son lo suficientemente severas. Los relés electromecánicos operan por inducción, atracción o térmicamente, donde una tira bimetálica es empleada para detectar sobre corrientes.



 Otros tipos de relés de protección

Relé de inducción Este ajuste permite coordinación de protección ajustando el tiempo. Poseen diversas IDMT (tiempo mínimo inverso definido) características de tiempo-corriente en el cual el tiempo varía inversamente con la corriente a corrientes de falla más bajos.

Relé de inducido atraído El tiempo de operación es instantáneo, y depende de la magnitud de la corriente fluyendo en el devanado. Poseen un amplio rango de ajustes de corriente que son ajustados a través del cambio de Tap o variando el entrehierro entre el electromagneto y el inducido.



 Normas y estándares útiles IEC 60255 Electrical relays IEC 61810-1 all-or-nothing electrical relays IEC 60255-3 single input energizing quantity measuring relays with dependent or independent time IEC 61810-7 test and measurement procedures for all-or-nothing relays IEC 61811-1 electromechanical non-specified time all-or-nothing relays of assessed quality. Generic specification IEC 60255-12 directional relays and power relays with two input energizing quantities IEC 60255-13 biased (percentage) differential relays IEC 60255-14 endurance test for electrical relay contacts – preferred values for contact loads ANSI/IEEE C37.97 Guide for protective relay applications to power system buses ANSI/EIA 443 Solid State Relays ANSI/EIA 407-A Testing procedures for relays and electrical and electronic equipment



 Dispositivo empleado tanto en telecomunicaciones como en sistemas de potencia, cuya función consiste en proteger el aislamiento y los conductores del efecto nocivo de una descarga atmosférica.  Los pararrayos típicos poseen un terminal de alto voltaje y un terminal a tierra. Cuando una descarga viaja a través de la línea de transmisión al pararrayo, la corriente es desviada a tierra.  Las instalaciones consisten en un mástil metálico (acero inoxidable, aluminio, cobre o acero) con un cabezal captador. El cabezal está unido a una toma de tierra eléctrica por medio un cable de cobre conductor.

 La toma de tierra se construye mediante picas de metal que hacen las funciones de electrodos en referencia al terreno o mediante placas de metal conductoras también enterradas.  Casi todos los equipos incluyen tecnologías electrónicas sensibles a las perturbaciones electromagnéticas y variaciones bruscas de la corriente. Las instalaciones de pararrayos generan pulsos electromagnéticos de gran potencia cuando funcionan.



 Un pararrayos protege una zona teórica de forma cónica con el vértice en el cabezal; el radio de la zona de protección depende del ángulo de apertura de cono, y éste a su vez depende de cada tipo de protección. Las instalaciones de pararrayos se regulan en cada país por guías de recomendación o normas.  Para aplicaciones a alta tensión, los pararrayos consiste en una serie de supresores conectados como un todo. Se pueden clasificar de la siguiente manera: tipo subestación de 3 a 678 kV, tipo intermedio de 3 a 120 kV, de tipo distribución de 3 a 37 kV y a baja tensión de 175 a 650 V.


 Partes de un pararrayos típico




 Normas y estándares útiles IEC 60099 Surge Arresters IEC 61000 Lightning Surge Test Standards IEEE C62.11-2012 Standard for Metal-Oxide Surge Arresters for AC Power Circuits (>1 kV) IEEE C62.22-2009 Guide for the Application of Metal-Oxide Surge Arresters for Alternating-Current Systems IEEE 1299-1996 Guide for the Connection of Surge Arresters to Protect Insulated, Shielded Electric Power Cable Systems IEEE C62.2-1987 Guide for the Application of Gapped Silicon-Carbide Surge Arresters for Alternating Current Systems



 Las instalaciones eléctricas dentro de una subestación eléctrica, deben disponer de un sistema de puesta a tierra (SPT), de tal forma que cualquier punto del interior o exterior, normalmente accesible a personas que puedan transitar o permanecer allí, no estén sometidos a tensiones de paso, de contacto o transferidas, que superen los umbrales de tolerancia cuando se presente una falla.



 Los objetivos de un sistema de puesta a tierra (SPT) son: La seguridad de las personas, la protección de las instalaciones y la compatibilidad electromagnética.  Las funciones de un sistema de puesta a tierra son: (a) Garantizar condiciones de seguridad a los seres vivos. (b) Permitir a los equipos de protección despejar rápidamente las fallas. (c) Servir de referencia al sistema eléctrico. (d) Conducir y disipar con suficiente capacidad las corrientes de falla, electrostática y de rayo. (e)Transmitir señales de RF en onda media y larga. (f) Realizar una conexión de baja resistencia con la tierra y con puntos de referencia de los equipos.  Se debe tener presente que el criterio fundamental para garantizar la seguridad de los seres humanos, es la máxima energía eléctrica que pueden soportar, debida a las tensiones de paso, de contacto o transferidas y no el valor de resistencia de puesta a tierra tomado aisladamente.



 La máxima tensión de contacto aplicada al ser humano (o a una resistencia equivalente de 1000 Ω), está dada en función del tiempo de despeje de la falla a tierra, de la resistividad del suelo y de la corriente de falla.  Todo diseño de puesta a tierra debe asegurar el limitar las elevaciones de potenciales en el momento de la falla, en la zona de influencia. Si se logra despejar la falla en muy corto tiempo, se reducen las probabilidades de lesiones o daños. Para efectos del diseño de una puesta a tierra de subestaciones se deben calcular las tensiones máximas admisibles de paso, de contacto y transferidas, las cuales deben tomar como base una resistencia del cuerpo de 1000 Ω y cada pie como una placa de 200 cm2 aplicando una fuerza de 250 N.  En instalaciones de uso final con subestación tipo poste el diseño de la puesta a tierra puede simplificarse, pero deben tenerse en cuenta los parámetros de resistividad del terreno, corrientes de falla que se puedan presentar y los tipos de cargas a instalar. En todo caso se deben controlar las tensiones de paso y contacto.



 Normas y estándares útiles IEEE Standard 80-2000 Guide for Safety in AC Substation Grounding BS 7430: 1998 Code of Practice for Earthing IEEE Std 837-1989 IEEE Standard for Qualifying Permanent Connections Used in Substation Grounding ANSI/IEEE Std 81-1983 IEEE Guide for Measuring Earth Resistivity, Ground Impedance, and Earth Surface Potentials of a Ground System IEC 364-4-442 – 1993 Chapter 44: Protection against overvoltages – Section 442: Protection of low-voltage installations against faults between high-voltage systems and earth IEEE 142-2007 Recommended Practice for Grounding of Industrial and Commercial Power Systems IEEE P80 Draft Guide for Safety in AC Substation Grounding IEEE 80-2000 Guide for Safety in AC Substation Grounding

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CATEDRA: DISEÑO DE SUBESTACIONES. TEMA III: TRANSFORMADORES DE POTENCIA

Autor: YASENIA PÁEZ

El transformador de potencia : Tiene por función modificar el nivel de tensión de la energía a lo largo de las diferentes zonas del sistema eléctrico manteniendo constante la frecuencia. Reciben variedad de nombres, dependiendo de su utilización en los sistemas de potencia.


Los Transformadores Trifásicos deben conectarse correctamente a las líneas para que trabajen de modo adecuado. Estos poseen diversas maneras de conexiones, donde a cada conexión le corresponde un Grupo de Conexiones.

Autor: AYASENIA PÁEZ

Estas formas de conexión pueden ser en estrella (Y), en delta (Δ), conexión delta abierta (V-v) o conexión en zigzag (Z).

Las conexiones más usuales son en delta y estrella.



Esta conexión es poco usada debido a las dificultades que presenta:

-Si las cargas en el circuito del transformador no están equilibradas, entonces los voltajes en las fases del transformador pueden llegar a desequilibrarse en forma muy severa.

Conexión estrella – estrella (Y-y)

-Los voltajes de tercer armónica pueden ser grandes. Estos problemas con la tercera armónica se deben a la no linealidad del circuito magnético del hierro.



Esta conexión no presenta problemas con los componentes de tercer armónica puesto que se consumen en una corriente circulante en el lado conectado en delta o triángulo. Esta conexión también es más estable con respecto a las cargas desequilibradas.

CONEXIÓN ESTRELLA DELTA (Y-Δ)

Sin embargo presenta como problema que debido a la conexión el voltaje secundario se desplaza 30 grados con respecto al voltaje del primario del transformador.



En esta conexión, las tres fases del bobinado primario están conectadas en triángulo, mientras que las del bobinado secundario lo están en estrella. Aquí el voltaje de línea primario es igual al voltaje de fase primario, VL1 =VF1, mientras que los voltajes secundarios VL2 = √3 VF2.

CONEXIÓN DELTA – ESTRELLA (Δ-y)


CONEXIÓN DELTA – DELTA (Δ-Δ).


Se utiliza esta conexión cuando se desean mínimas interferencias en el sistema. Además, si se tiene cargas desequilibradas, se compensa dicho desequilibrio, ya que las corrientes de la carga se distribuyen uniformemente en cada uno de los devanados. En esta conexión tanto el bobinado primario y secundario están conectados en triángulo, resultando las tensiones de línea y de fase iguales, resultando la relación de transformación: m = VL1 / VL2 = VF1 / VF2


GRUPO DE CONEXIONES


DICHOS GRUPOS SON LOS SIGUIENTES:

A cada grupo le corresponde su conexión y un número el cual al multiplicarlo por 30º que es el desfase normal entre primario y secundario, obtenemos el desfase del grupo (secundario respecto al primario).

Grupo A: En este grupo tenemos las conexiones Dd0, Yy0 y Dz0.- Para comprobar si el transformador pertenece a este grupo se realiza la siguiente prueba:

Grupo B: En este grupo tenemos las conexiones Dd6, Yy6, y Dz6.

Grupo C: En este grupo tenemos las conexiones Dy5, Yd5 y Yz5.

Grupo D: En este grupo tenemos las conexiones Dy11, Yd11 y Yz11


GRUPO DE CONEXIONES



GRUPO DE CONEXIONES




PRUEBAS DE RUTINA Son realizadas a todas las unidades y sirven para validar los valores obtenidos en el diseño de los transformadores y para verificar que se cumplen con los valores de los distintos parámetros especificados.  Están basadas en normas Internacionales (ANSI, IEEE, IEC, entre otras) y en la experiencia del personal que por años ha mantenido el sistema eléctrico.  Tienen como finalidad verificar las condiciones en las que se encuentran los equipos, para de esta manera poder garantizar la confiabilidad y continuidad del servicio eléctrico.



PRUEBAS DE RUTINA Medida de la Resistencia (R) de Aislamiento:  Esta prueba es la comúnmente denominada prueba de Meggado, esta solicitada por las Normas IEEE C57.12, IEC60076-1 e IEEE 62-1995 para transformadores.


PRUEBAS DE RUTINA Medida de la Resistencia (R) de Aislamiento:



PRUEBAS DE RUTINA

Medida de la Resistencia (R) de Aislamiento:



PRUEBAS DE RUTINA

Medida de la Resistencia (R) de Aislamiento:













PRUEBAS DE RUTINA Prueba de Polaridad:  Solicitada por la IEEE Std 57.13.1-2006 mediante esta prueba se verifica que todas las conexiones internas del transformador estén correctas y que las relaciones de fase entre los arrollados son correctas.  Además de ello también permite detectar la correcta polaridad del transformador entre el lado primario y secundario.


PRUEBAS DE RUTINA


TTR 300 marca Megger

Prueba de relación de transformación (TTR) :  Mediante esta prueba se verifica que el transformador tiene el número correcto de vueltas en cada arrollado.  La prueba determina las condiciones del transformador después de la operación de protecciones primarias tales como: relé diferencial, relé buchholz, fusibles de potencia, entre otros.  Existen Equipos de Medición de Relación de Transformación Monofásicos y Trifásicos, los equipos Trifásicos de Nueva Generación, tipo TTR series 300, tienen todos los esquemas de conexión según las normas ANSI, IEC y Australiana.



PRUEBAS DE RUTINA Equipo de medición corriente de excitación

Prueba de Corriente de excitación  Dicha prueba está solicitada por la IEEE Std C57.12.90, IEEE Std 62- 1995, la corriente de excitación es aquella requerida por el transformador para mantener el flujo magnético en el núcleo.  Circula por el devanado para excitar al transformador.  Se obtiene aplicando tensión al primario manteniendo el secundario abierto.  Provee un medio para detectar problemas en el núcleo, vueltas cortocircuitadas en el devanado, conexiones eléctricas débiles, movimientos graves en el núcleo, entre otros



PRUEBAS DE RUTINA Analizador IDAX 300 Prueba del factor de potencia del aislamiento: Esta prueba sirve para verificar que el sistema de aislamiento utilizado en el transformador no contiene excesiva humedad y determinar la calidad del mismo  Es de gran utilidad para dar una idea rápida y confiable de las condiciones del aislamiento total del transformador bajo prueba y medir las perdidas existentes. Esta solicitada por la IEEE C57.12.90-2006, IEEE Std 62 –1995 y la IEC 60076-2004.  La prueba se efectúa con el medidor de resistencia de aislamiento, se recomienda utilizar un nivel de tensión similar al valor de tensión nominal del equipo. El resultado no puede ser considerado como concluyente por sí mismo, siempre debe compararse con resultados anteriores con valores referidos al nivel de tensión de pruebas anteriores y a 20 grados centígrados



PRUEBAS DE RUTINA

Prueba de la rigidez dieléctrica del aceite: Esta prueba es aplicada al aceite es una de las más frecuentes, revela cualitativamente la resistencia momentánea de la muestra del aceite al paso de la corriente, suciedad y sólidos conductores en suspensión. Se efectúa con un equipo llamado probador de aceite que consiste de un transformador de potencial elevado, un regulador de tensión, un voltímetro indicador, un interruptor y una copa estándar patrón para la prueba.

 Para esta prueba se coloca una muestra de aceite en una vasija que posea dos electrodos tipo hongo de 36 mm de diámetro y separados entre sí a una distancia indicada en la Norma ASTM D1816.



PRUEBAS DE RUTINA

Prueba de Inspección Termográfica: La termografía por infrarrojos es una técnica que permite ver la temperatura de una superficie con precisión sin tener ningún contacto con ésta, es aplicable al mantenimiento de equipos eléctricos, mecánicos y de aislamientos térmicos.  El uso de la termografía Infrarroja permite la reducción de los tiempos de parada al disminuir la probabilidad de averías imprevistas, además permite identificar de forma rápida y segura los puntos calientes asociados a anomalías.  La radiación infrarroja es la señal de entrada que la cámara termográfica necesita para generar una imagen de un espectro de colores, en el que cada uno de los colores, según una escala, significa una temperatura distinta, de manera que la temperatura medida más elevada aparece en un color específico.



NORMAS

Los transformadores deberán cumplir con lo establecido en las ediciones más recientes de las normas y publicaciones siguientes: CODELECTRA E57-01 “Transformadores de Potencia” IEEE C57.12.00 “General Requirements for Liquid-Immersed distribution, Power and Regulating Transformers”. IEEE C57.12.70 “Terminal Markings and Connections for Distribution and Power Transformers”. IEEE PC57.12.80 “Terminology for Power and Distribution Transformers”. ANSI C57.12.90 “Test Code for Liquid-Immersed Distribution Power and Regulating Transformers”.



NORMAS

IEEE C57.13 “Requirements for Instrument Transformers”. IEEE C57.98 “Guide for Transformer Impulse Tests”. IEEE C57.113 “Guide for Partial Discharge Measurement in Liquid-Filled Power Transformers and Shunt-Reactors”. ASTM D3487 “Specification for Mineral Insulating Oil Used in Electrical Apparatus”. IEEE C57.19.00 “General Requirements and Test Procedures for Outdoor Power Apparatus Bushings”. IEEE C57.19.01 “Performance Characteristics and Dimensions for Outdoor Apparatus Bushings”. NEMA TR1 “Transformers, Regulators, and Reactors”.



NORMAS

IEC 60076 “Power Transformers” IEC 60137 “Bushings for Alternating Voltages Above 1000V”. IEC 60076-3 “Power Transformers- Part 3: Insulation Levels and Dielectric Tests”. IEC 60599 “Interpretation of the Analysis of Gases in Transformers and Other Oil-filled Electrical Equipment in Service”. Norma DIN 42553/69 “Aspectos de Construcción” IEC 137 “Especificaciones Eléctricas”

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CATEDRA: DISEÑO DE SUBESTACIONES. TEMA IV: INTERRUPTORES DE POTENCIA

INTERRUPTOR DE POTENCIA

Es un dispositivo electromecánico cuya función principal es la de conectar y desconectar circuitos eléctricos tanto en condiciones de operación normal (máxima carga o en vacío) como en condición de cortocircuito.

Autor: Felipe Machado



REQUERIMIENTOS GENERALES DEL INTERRUPTOR DE POTENCIA

Cerrado, debe ser un conductor ideal Abierto, debe ser un aislador ideal. Cerrado, debe ser capaz de interrumpir la corriente a que fue diseñado, rápidamente y en cualquier instante, sin producir sobre voltajes peligrosos. Abierto, debe ser capaz de cerrar rápidamente y en cualquier instante, bajo corrientes de falla, sin soldarse los contactos por las altas temperaturas.



ARCO ELÉCTRICO

Cuando un interruptor abre un circuito con carga o por despejar una falla es inevitable la presencia del arco eléctrico, la que sin duda es una condición desfavorable en la operación de interruptores. Durante la presencia del arco se mantiene la circulación de corriente en el circuito de potencia. La generación del arco se debe a la ionización del medio entre los contactos, haciéndolo conductor, lo que facilita la circulación de corriente.


CAUSAS DE ARCO ELÉCTRICO EN UN INTERRUPTOR


Aumento de temperatura, originando una emisión termo-iónica de electrones. Presencia de un alto gradiente de tensión, responsable de la emisión de electrones por efecto de campo.

La naturaleza y presión del medio ambiente donde se induce. La presencia de agentes ionizantes o des-ionizantes.

LAS CARACTERÍSTICAS DEL ARCO ELÉCTRICO DEPENDEN DE:

La tensión entre los contactos y su variación en el tiempo. La forma, separación y estructura química de los contactos. La forma y composición de la cámara apaga chispa. Sistema de extinción del arco.



PRINCIPIO DE OPERACIÓN 1

Contacto

2

Contacto

Contacto Entrehierro

Contacto

Arco Eléctrico

Entrehierro Arco Eléctrico Eliminado

Contacto

Contacto

La interrupción de un circuito eléctrico comprende de dos pasos. El primero consiste en intercalar un entrehierro con un conductor gaseoso a la trayectoria metálica original. El segundo consiste en eliminar la habilidad de conducción de la corriente en esta sección gaseosa. El principio fundamental de este proceso, es la rápida conversión de una sección conductora predeterminada del circuito en una sección que no permita el flujo de la corriente.


PROCESO DE APERTURA



PROCESO DE CIERRE




SEGÚN SE MEDIO DE EXTINCIÓN DE ARCO

SEGÚN EL TIPO DE MECANISMO



Interruptores en aire comprimido.  Interruptores en aceite.  interruptores en vacío.  Interruptores en SF6

  

Mecanismo de resorte. Mecanismo hidráulico. Mecanismo neumático.  Combinación entre ellos.

SEGÚN LA UBICACIÓN DE LAS CÁMARAS  

Tanque vivo. Tanque muero.



INTERRUPTORES DE SOPLO DE AIRE

contactos

Arco eléctrico

Soplo de aire a presión

Emplean la energía del aire comprimido para remover rápida y violentamente el aire ionizado por el arco eléctrico mediante un disparo del aire almacenado. La presión (de 15 a 30 bares) dependerá de la capacidad de ruptura del mismo interruptor, estos niveles de presión son tan altos que el aire en el área de arco eléctrico alcanza grades velocidades, llegando a extinguir el arco muy rápidamente, hasta en uno o dos semiciclos.



No implican peligro de explosión ni incendio. Su operación es muy rápida.

VENTAJAS DE LOS INTERRUPTORES DE SOPLO DE AIRE

Son adecuados para el cierre rápido. Su capacidad de interrupción es muy alta.

La apertura de las líneas de transmisión sin carga o la de sistemas altamente capacitivos, no representa mucha dificultad. Se tiene muy fácil acceso a sus contactos.



Requiere de la instalación de un sistema de aire comprimido. DESVENTAJAS DE LOS INTERRUPTORES DE SOPLO DE AIRE

Su construcción es muy complicada.

Se debe contar con una alarma que indique si la presión está por debajo del valor mínimo de seguridad, ya que si esto ocurriera el interruptor se bloquea



INTERRUPTORES EN ACEITE

La energía del arco se disipa rompiendo las moléculas de aceite en otras palabras, la alta temperatura del arco forma una cubierta de gas en el núcleo del arco, al cruce por cero de la corriente se carece repentinamente de energía necesaria para mantener esa temperatura tan alta en el núcleo del arco, por lo que es envuelto este punto por el aceite líquido.



Es inflamable a temperaturas altas.

DESVENTAJAS DEL ACEITE COMO MEDIO DE EXTINCION DE ARCO

Posibilidad de que se forme una mezcla explosiva con el aire.

A causa de la descomposición del aceite en el arco, produce partículas de carbón, que reduce su resistencia dieléctrica. Por lo tanto, requiere regenerarse o cambiarse periódicamente, lo que eleva los costos de mantenimiento.



INTERRUPTORES DE POTENCIA DE GRAN VOLUMEN DE ACEITE

Cuando el arco se produce se originan gases debido a reacciones con el aceite, los cuales hacen que se produzca un chorro de aceite sobre él, para su extinción. Este tipo de interruptores fueron los primeros usados, hoy su uso es nulo debido a la gran cantidad de aceite que se requiere, esto hace de este interruptor un dispositivo voluminoso y de gran peso.



Construcción sencilla. VENTAJAS DEL INTERRUPTOR DE GRAN VOLUMEN DE ACEITE

Alta capacidad de ruptura. Pueden usarse en operación manual y automática. Pueden conectarse transformadores de corriente en los bushings de entrada.



Posibilidad de incendio o explosión. Necesidad de inspección periódica de la calidad y cantidad de aceite en el estanque.

DESVENTAJAS DEL INTERRUPTOR DE GRAN VOLUMEN DE ACEITE

Ocupan una gran cantidad de aceite mineral de alto costo.

No pueden usarse en interiores.

No pueden emplearse en conexión automática.

Los contactos son grandes y pesados y requieren de frecuentes cambios. Son grandes y pesados.



INTERRUPTORES DE POTENCIA DE PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE

Al producirse el arco aumenta la presión de gas generado por el aceite, para corrientes pequeñas el soplo es axial al eje de los contactos, para corrientes altas el soplo es perpendicular. son algo más rápido que los de gran volumen de aceite y emplean el 5% de aceite



Comparativamente usan una menor cantidad de aceite que los anteriores.

VENTAJAS DEL INTERRUPTOR DE PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE

Menor tamaño y peso en comparación a los de gran volumen.

Menor costo.

Pueden emplearse tanto en forma manual como automática.

Fácil acceso a los contactos.



Peligro de incendio y explosión aunque en menor grado comparados a los de gran volumen.

DESVENTAJAS DEL INTERRUPTOR DE PEQUEÑO VOLUMEN DE ACEITE

No pueden usarse con reconexión automática.

Requieren una mantención frecuente y reemplazos periódicos de aceite.

Sufren de mayor daño los contactos principales.



INTERRUPTORES EN VACÍO CÁMARA DE EXTINCIÓN DE ARCO: 21- Contacto Fijo. 22- Contacto Móvil. 23- Cubierta Aislante. 24- Fuelle Metálico. 25- Pantalla Metálica

Utiliza el vacío como medio de extinción en el cual no se puede engendrar plasma debido a la ausencia de los átomos que se requieren para la ionización.



Larga vida sin mantenimiento, debido al hermetismo de la cámara de interrupción.

VENTAJAS DEL INTERRUPTOR DE VACÍO

El interruptor no se ve afectado en su funcionamiento por variaciones bruscas de la intensidad de corriente.

Tasa de recuperación dieléctrica muy elevada, lo cual le capacita para desconectar fallas muy severas. Otras ventajas, menos importantes que no ameritan una mención específica, en comparación a otros tipos de interruptores figuran: poco volumen, poco peso, facilidad de montaje.



Dificultad para mantener la condición de vacío.

DESVENTAJAS DEL INTERRUPTOR DE VACÍO

Generan sobre-tensiones producto del elevado di/dt.

Tienen capacidad de interrupción limitada.

Si se pierde el vacío, se corre el riesgo de una explosión de la cámara.



INTERRUPTORES EN SF6

Este tipo de interruptores consiste en un aislamiento a base del gas SF6, el cual garantiza el aislamiento contra tierra de las partes energizadas, con una presión comprendida entre 3 y 6 bares, y de una presión superior (hasta 18 y 22 bares), la cual se utiliza en la cámara de extinción para combatir el arco eléctrico llamada cámara de interrupción. Trabajan con un circuito cerrado de medio aislante; el aislante SF6 se tiene normalmente a bajos niveles de presión (3-7 bares) y solamente al operar el interruptor se aumenta la presión en el área cercana el arco, en la cámara de interrupción.



PARTES DEL INTERRUPTOR EN SF6 TÉCNICA DE AUTO-COMPRESIÓN 1. Terminal superior de Corriente. 2. Superficie aislante. 3. Contacto principal fijo. 4. Contacto fijo arco. 5. Movimiento contacto arco. 6. Boquilla aislante. 7. Contacto principal (movimiento). 8. Pistón (movimiento). 9. Cámara de presión. 10. Terminal inferior de corriente. 11. Barra de conexión. 12. Biela. 13. Sello. 14. Ventilación o extracción de residuos. 15. Canasto molecular. 16. Base.



OPERACIÓN DEL INTERRUPTOR SF6 1. Contacto principal y contacto de arco están 2. Pre-compresión: Cuando empiezan abrirse, el pistón inicialmente cerrado comprime el gas SF6 en la cámara de presión.

3. Periodo de arco: El arco que se forma entre el 4. El movimiento de las partes termina y la inyección de gas contacto. El pistón continua en movimiento, una frío continúa hasta estar completamente abierto los pequeña cantidad de gas es inyectada al arco contactos. (boquilla aislante), con esto va disminuyendo la corriente en el arco y se va enfriando por convección.



Estos interruptores son de respuesta rápida.

VENTAJAS DEL INTERRUPTOR EN SF6

El sf6 es un compuesto muy estable, inerte hasta los 500 °C, no inflamable, incoloro y carente de olor, posee una capacidad dieléctrica superior a los fluidos dieléctricos conocidos, no ataca a ningún material estructural a temperaturas inferiores a 500 °C y permanece a temperaturas a las cuales el aceite se oxida y descompone. el hexafloruro de azufre tiene en comparación con el aire a la misma presión una rigidez dieléctrica de hasta tres veces mayor.


DESVENTAJAS DEL INTERRUPTOR EN SF6


Una desventaja de este tipo de interruptor es que si existe falta del gas, es muy difícil saberlo, por lo que se necesita de unos aparatos especiales para descubrir el punto de fuga.

Debido a la rapidez del disparo, producen mayores sobretensiones, por lo que se le inserta en paralelo a los contactos principales resistencias amortiguadoras y capacitancias que producen altas impedancias y reparten las tensiones de las cámaras



SEGÚN LA UBICACIÓN DE LAS CÁMARAS

TANQUE VIVO

TANQUE MUERTO



INTERRUPTORES DE TANQUE VIVO

Las cámaras se encuentran soportadas en columnas aislantes y éstas quedan separando la parte energizada del potencial a tierra por ejemplo, interruptores en SF6.



INTERRUPTORES DE TANQUE MUERTO

En este tipo de interruptores las cámaras de extinción de arco se encuentran autoretenidas en un recipiente que se encuentra firmemente puesto a tierra y separadas de la línea o medio de conexión por los aisladores.



NORMAS RELACIONADAS CON LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA



NORMAS RELACIONADAS CON LOS INTERRUPTORES DE POTENCIA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CATEDRA: DISEÑO DE SUBESTACIONES. TEMA V: SECCIONADORES DE POTENCIA

Autor: Mary Días Kelvin González

DEFINICIÓN Y FUNCIONAMIENTO Dispositivo mecánico capaz de mantener aislada una instalación eléctrica

de

su

red

de

alimentación dejándola sin carga o en vacío, según una norma. Es

Tipos

un dispositivo de ruptura lenta, puesto

que

depende

de

la

• • • • • • •

Línea. Barra. Puesta a tierra. Medio diámetro. Cuchillas giratorias. Columnas giratorias. Columnas deslizantes.

manipulación de un operario. Puede abrir circuitos energizados pero sin carga. Opera con tensión pero sin corriente, en condición cerrado debe soportar corrientes de carga o de cortocircuito

inclusive,

interruptor abre el circuito.

mientras

el

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CATEDRA: DISEÑO DE SUBESTACIONES. TEMA VI: DESCARGADORES DE SOBRETENSIÓN

Autor: GUERRA LUIS GUTIÉRREZ ANDREA

SOBRETENSIÓN Incremento de tensión Ponen en peligro el material o el buen servicio de una instalación eléctrica. Factor que permite prever la magnitud de las posibles sobretensiones que pueden presentarse en la instalación (factor de sobetension).

Ks = Us / U

Las sobretensiones pueden producir descargas que, además de destruir o averiar seriamente el material, también pueden ser la causa de nuevas sobretensiones. Si se realizan correctamente la instalación y las líneas de conexión están en buenas condiciones es poco probable que se produzcan sobretensiones.


Onda de sobretensión

Descargadores de sobretensión en transformadores

NOTA: El sobrevoltaje puede ser no amortiguado o ligeramente amortiguado. En algunos casos la frecuencia puede ser algunas veces mas pequeña o más grande que la frecuencia de potencia.




TIPOS DE SOBRETENSIÓN SOBRETENSIÓN TEMPORAL. frecuencia industrial o muy cercana a la frecuencia industrial

caracterizada por una onda de tensión elevada naturaleza oscilatoria

largo tiempo de duración

Las sobretensiones temporales son motivadas por algunas ocurrencias que se pueden resumir como sigue:

   

Pérdidas de carga por apertura del interruptor (rechazo de carga). Fallas monopolares. Fenómenos de ferroresonancia. Efecto ferranti.



SOBRETENSIÓN DE MANIOBRA Asociada a la operación de un equipo de maniobra como resultado de una falla o de otra causa en un determinado punto del sistema

involucran las tres fases o una fase y tierra Son más severas que las sobretensiones de naturaleza temporal Se caracterizan por fenómenos electromagnéticos que pueden ser mayores que la tensión a la frecuencia del sistema.

Las sobretensiones de maniobra pueden ocurrir con las siguientes operaciones.     

Energización de una línea de transmisión. Energización de un banco de capacitores. Energización de un transformador. Recierre de una línea de transmisión. Eliminación de fallas.



SOBRETENSIÓN DE MANIOBRA

La desconexión de líneas en vacío puede causar un incremento a sobretensiones altas si el arco se reenciende en los interruptores (mayores de 123kV). Las sobretensiones más altas (aproximadamente 4 p.u.) se encontraron en sistemas con neutros puestos a tierra por medios resonantes (Bobinas). En los sistemas con los neutros directamente puestos a tierra se encontraron sobretensiones de aproximadamente 3 p.u. Tales valores son compatibles con los niveles de aislamiento utilizados para sistemas de 123 kV y la mayoría de los interruptores existentes en estos sistemas permiten el reencendido del arco. Las sobretensiones de maniobra pueden estar asociadas también con la pérdida de carga y la desconexión de transformadores y reactores de línea cargados, pero estas sobretensiones rara vez exceden 2 p.u Es el mismo caso que ocurre cuando coinciden fallas a tierra y la interrupción de corto circuitos. Pueden ocurrir sobretensiones de 3 p.u. durante la energización y reenergización (recierre con una carga atrapada) de líneas en vacío.



SOBRETENSIONES DE MANIOBRA SOBRETENSIONES DURANTE DESCONEXIÓN DE LÍNEAS DESCARGADAS CON INTERRUPTORES CON REENCENDIDO DEL ARCO



SOBRETENSIONES DE MANIOBRA SOBRETENSIONES DURANTE DESCONEXIÓN DE LÍNEAS DESCARGADAS.



SOBRETENSIÓN POR DESCARGA ATMOSFÉRICA Estas son unas de las principales fallas y averías en redes de transporte y distribución de energía eléctrica, se originan debido a la incidencia directa de los rayos en las líneas de transmisión o de manera inducida a su vez estas generan ondas viajeras con magnitud superior a la línea que soporto ante los impulsos de un rayo generando fallas que interrumpen la continuidad del servicio.

Las sobretensiones atmosféricas de amplitudes grandes pueden entrar a una subestación como resultado de descargas atmosféricas directas a una línea o como flameos inversos en una torre. La subestación debe estar siempre protegida contra descargas directas mediante un apantallamiento eficiente. Las amplitudes de las ondas de entrada están limitadas por flameos en la línea y están normalmente en el rango de 5 a 7 p.u. para líneas de 72,5 kV y menores, hasta de 4 a 6 p.u. para una línea de 800 kV. Las sobretensiones atmosféricas de amplitudes grandes pueden entrar a una subestación como resultado de descargas directas a una línea. Las amplitudes pueden incrementarse considerablemente debido a reflexiones de la subestación afectando equipo vulnerable y costoso.


CARACTERÍSTICAS

DE LAS SOBRETENSIONES




REPRESENTACIÓN ESQUEMÁTICA DE LOS DIFERENTES TIPOS DE SOBRETENSIONES



OPERACIONES DE LOS DESCARGADORES Son unos dispositivos eléctricos formados por una serie de elementos resistivos no lineales y explosores que limitan la amplitud de las sobretensiones originadas por descargas atmosféricas, operación de interruptores o desbalanceo de sistemas. Un dispositivo de protección efectivo debe tener tres características principales.

 Comportarse como un aislador mientras la tensión aplicada no exceda cierto valor determinado.  Convertirse en conductor al alcanzar la tensión de ese valor.  Conducir a tierra la onda de corriente producida por la onda de sobretensión. . Los pararrayos cumplen con las siguientes funciones.  Descargar las sobretensiones cuando su magnitud llega al valor de la tensión disruptiva del diseño.  Conducir a tierra las corrientes de descarga producidas por las sobretensiones.  Debe desaparecer la corriente de descarga al desaparecer las sobretensiones.  No deben operar con sobretensiones temporales, de baja frecuencia.  La tensión residual debe ser menor que la tensión que resisten los aparatos que protegen.



CUERNOS DE ARQUEO Es el caso más simple y económico para proteger los equipos de distribución. Deben ser capaces de soportar la tensión nominal más alta del sistema y producir la descarga cuando haya una sobretensión. Este es uno de los pararrayos más primitivos y pueden estar formados por un solo expulsor, caso más sencillo, o varios expulsores en serie, conectados por un lado al circuito vivo que se va a proteger, y por el otro lado, a la red de ti

Explosor típico. Foto sacada del Cuaderno Técnico 151 de Schneider Electric


Representación de pararrayos cuerno de arqueo




PARARRAYOS TIPO VÁLVULA Este grupo de descargadores de sobretensión también de tipo convencional, está formado por una serie de resistencias no lineales de carburo de silicio, prácticamente sin inductancia, presentadas como pequeños cilindros de material prensado. Las resistencias se conectan en serie con un conjunto de explosores intercalados entre los cilindros. Las resistencias evitan que, una vez iniciada la descarga en los explosores, se produzca una corriente permanente. A su vez permiten disminuir las distancias entre los electrodos, proporcionando mayor sensibilidad al pararrayos, aun en el caso de sobretensiones reducidas.



Representació n de pararrayos tipo válvula

Descargador autovalvular



PARARRAYOS DE OXIDO METÁLICO Es un dispositivo de protección para sobretensiones basado en las propiedades semiconductoras de los óxidos metálicos, como el óxido de zinc (ZnO). Tiene mejores características de no linealidad que el carburo de silicio, debido a ello y a sus bajas pérdidas a tensiones nominales, ha sido posible no utilizar entrehierro, permitiendo así reducir el tamaño de estos equipos y en consecuencia su peso.32 Debido a su característica tensión-corriente, éste pararrayo descarga únicamente a un valor de corriente predeterminado, mejorando el nivel de protección del sistema.



Pararrayo de oxido metálico

Conector de aleación de aluminio

Sistema de alivio de sobrepresión asegura seguridad y confiabilidad. La cubierta evita la entrada de material extraño

Resorte 300 lb de presión sobre componentes internos Discos de Oxido de metal forman varistores de características eléctricas nolineales y elevado nivel de absorción de energía

Empaque de hule, amortigua y asegura la posición de los discos varistores



RADIO DE PROTECCIÓN Los descargadores auto- valvulares, tienen que cumplir una función protectora en el sistema. Este consiste en reducir el valor de una sobretensión, “U” onda viajera incidente, U(t), a un valor inferior dado por la tensión residual del propio descargador. Como es de suponer esta condición se cumple solo en las cercanías donde se ha instalado el descargador. A poca distancia de él se pueden observar sobretensiones, pero que no alcanzan la magnitud de la onda incidente ante el impulso. El efecto protector del descargador por consiguiente, abarca una zona o tramo de línea antes y después del nodo al que ha sido conectado, como se puede observar en la figura, pero tomado diferenciando los pasos siguientes:



RADIO DE PROTECCIÓN Descargador conectado a un nodo. En la figura anterior, se ilustra la conexión de un descargador y la incidencia de una sobre tensión de pendiente dv/dt. Esta varía su duración y magnitud en función del lugar de incidencia y trayectoria x. Coincidiendo la pendiente S(kV/micro-seg) de la onda, la velocidad de propagación v(m/seg) y la tensión residual del descargador Imax (m). Para el punto P, situado entre el descargador y la onda incidente, el incremento de tensión está dado por:

Pero considerando que v=dx/dt, se tiene.



RADIO DE PROTECCIÓN Suponiendo que la distancia que separa el punto P del descargado es “a” entonces el radio máximo de protección Imax se obtiene como:

Siendo la relación dada por la pendiente y la velocidad de propagación (S/v, definida como pendiente espacial, tenemos finalmente que la distancia máxima de protección brindada por el descargador es: Dónde: • • • • •

Imax: Radio de protección máximo (m). Vp: Tensión en el punto P (kV), (puede ser la tensión básica de aislamiento. BIL, ante impulso atmosférico, menos un margen de seguridad de 15 a 20%). Vt: Tensión residual del descargador, dado por el fabricante (kV). v: Velocidad de propagación de la onda (m/seg), (velocidad de la luz). S: Pendiente de la onda viajera de sobretensión (kV/micro-seg).



RADIO DE PROTECCIÓN Descargadores conectados a los extremos de la línea (final de ramales). Debido a que la impedancia dela onda de la línea es mucho menor que en los puntos de transición, la pendiente de la onda viajera duplica su valor por reflexión, en el extremo de la línea. Quedando el radio de protección reducido a la mitad, expresado por la siguiente ecuación:



DATOS DE UN PARARRAYO MARCA SIEMENS .

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CATEDRA: DISEÑO DE SUBESTACIONES. TEMA VII. DISEÑO DE LA MALLA DE TIERRA.

Definición. Según Manual de Mantenimiento de Líneas y Operaciones de Subestaciones CADAFE (1996) El Sistema de Puesta A Tierra de una subestación es diseñado a fin de garantizar las máximas condiciones de seguridad del personal que opera las subestaciones y los equipos instalados en las mismas.

Autor: Natale Pecora.

Según el Código Eléctrico Nacional Es un sistema puesto a tierra es una conexión a tierra desde uno de sus conductores portadores de energía, ya sea en un sistema de distribución o en un sistema de cableado interior.

Según la Norma IEEE-100, El sistema de puesta a tierra es la interconexión eléctrica de los conductores y elementos que proporciona múltiples vías de corriente a tierra. El sistema de tierra de la instalación incluye la tierra, subsistema de electrodo, el subsistema de protección contra rayos, el subsistema de referencia de señal, protección de fallo subsistema, así como la estructura del edificio, bastidores de equipos, armarios, conducto, cajas de conexiones, entre otros



Elementos Que La Constituyen.

Los elementos conductores que conforman el SPAT deben de poseer una sección apropiada a la intensidad de corriente que ha de recorrerlos durante su operación, de forma que no se produzca un calentamiento inadmisible




Es todo elemento conductor, de cualquier configuración y dimensiones, que intencionalmente sea enterrado en el suelo para dispersar corrientes eléctricas a éste.

Electro de Puesta a Tierra.



Elementos Que La Constituyen. Varilla Metálica La varilla es la forma más común de electrodo de tierra, ella se coloca mayormente en forma vertical y su valor útil depende de su habilidad de hacer un contacto con la interface, sin intentar cambiar el ambiente de la misma.



Elementos Que La Constituyen. Varilla Metálica

Embudo de tensión, en las zonas próximas a la toma de tierra. El mecanismo experimental para construir el embudo de tensión, es inyectar a una varilla de tierra una corriente, y se mide la caída de tensión metro a metro con un voltímetro y una sonda, estos valores se llevan a un curva equipotencial.

Embudo de Voltaje, para una Varilla de Tierra.



Elementos Que La Constituyen. Varilla Metálica

Superficie Equipotencial, para una Varilla de Tierra.

Embudo de Tensión para Cuatro Varillas de Tierra.



Elementos Que La Constituyen. Placas Las placas son electrodos en forma de láminas con longitud y ancho mucho mayores que su espesor, ofreciendo una gran superficie de contacto con el suelo.



Elementos Que La Constituyen. Placas Usualmente de cobre, acero o hierro, y normalmente se diseñan con una superficie de contacto con el suelo de por lo menos 0,2 m2. Para el acero o hierro el espesor mínimo debe de ser de 6,35 mm y para el cobre o los electrodos de material no ferroso es de 1,5 mm.

Electrodo Tipo Placa



Barras Químicas

Cuando la resistividad del suelo no se logra reducir usando tecnología convencional la cual consiste en barras copperweld directamente enterradas, se utilizan las barras químicas que consisten en tubos de cobre electrolítico de 67 mm, de diámetro exterior y de espesor 2 mm.




Elementos Que La Constituyen. Fundaciones de Concreto Conductivo

Cuando se trata del diseño de subestaciones, el concreto puede ser utilizado como electrodo principal. Esto consiste en agregar al concreto de las bases de cualquier estructura, compuestos químicos que lo hacen conductor, quedando de esta forma aterrada la estructura.



Elementos Que La Constituyen. Conectores

Los conectores son los elementos encargados de unir a la red o sistema de tierra las tomas. Los utilizados en los sistemas de tierra son principalmente de tres tipos: Conectores atornillados Conectores a presión. Conectores soldados NORMAS •

Norma Presentación de Proyectos de Subestaciones de Transmisión Sistemas de Puesta a Tierra de CADAFE (1992)

•

ANSI / IEEE Standard 80-1986

•

ANSI C114.1-1973 / IEEE Standard 142-1972







Conectores

Conector tipo Soldado Conector tipo presión



Tipos de soldadura conductor a barra

Tipos de soldadura conductor a conductor




Factores de diseño.

El Suelo o el terreno es el elemento encargado de disipar las corrientes a tierra, ya sean de falla, de descargas atmosféricas y otras no deseables. La conducción del terreno es fundamentalmente electroquímica y depende principalmente de: • Volumen de los poros del material que compone el terreno. Dispersión y distribución de los poros. Porción de los poros rellenos de agua. Conductividad del agua que llena los poros

La resistividad de un terreno vale aproximadamente: ρT = a(c×Vp) Dónde: a = Es la resistividad del agua que llena los poros. c es una constante que depende de la distribución de los poros Vp es el volumen de los poros.



Factores de diseño. Factores que determinan la resistividad Del terreno Los factores, principales que determinan la resistividad del suelo son TIPO DE SUELO SALINIDAD HUMEDAD DEL TERRENO TEMPERATURA TAMAÑO DEL GRANO

RESISTIVIDAD DE LAS AGUAS NATURALES

Capas del Terreno



Factores de diseño. Factores que determinan la resistividad Del terreno TIPO DE SUELO Desafortunadamente los tipos de suelo no están definidos claramente, por ejemplo al mencionar la palabra arcilla, se cubre una amplia variedad de suelo, es por ello que es difícil o prácticamente imposible decir cual es la resistividad promedio, igual ocurre con otros; y peor aún en diferentes localidades el mismo tipo de suelo presenta diferentes valores de resistividad

Tipos de suelos en Venezuela



Factores de diseño. Factores que determinan la resistividad Del terreno

HUMEDAD DEL SUELO Debido a que la conducción de corriente es mayormente electrolítica, la humedad facilita la disociación de las sales en iones positivos y negativos; al haber más humedad hay mayor conductividad y por lo tanto menor resistividad.



Factores de diseño. Factores que determinan la resistividad Del terreno TEMPERATURA DEL SUELO La resistividad del suelo es aproximadamente independiente de la temperatura hasta que alcanza el punto de congelamiento; en ese momento la resistividad del suelo se incrementa muy rápidamente pareciendo que no hay virtualmente ningún contacto con la tierra, la razón de ello es debido a que no hay disociación de sales. Temperatura del suelo en grados F° y C°




TAMAÑO Y DISTRIBUCIÓN DEL GRANO DEL SUELO Al retener la humedad por períodos largos de tiempo lo hacen conductores independientes de las temporadas de lluvia y sequía; por lo que la resistividad varía poco a lo largo del año. Distribución del grano del Suelo




RESISTIVIDAD DE AGUAS NATURALES La cantidad de sales de las aguas suele oscilar entre 0,1 y 35 gramos/litros, cifras que corresponden estas últimas a las aguas marinas.



Medición De Resistividad y Resistencia de Puesta a Tierra..

Método de los dos Electrodos

Con este método se realizan mediciones aproximadas sobre pequeños volúmenes de suelo homogéneos, utilizando para ellos dos (2) pequeños electrodos de hierro. Uno de los electrodos es más corto que el otro, y se conectan a una batería a través de un miliamperímetro. El terminal positivo de la batería se conecta a través del miliamperímetro al electrodo más pequeño y el terminal negativo al otro electrodo

Método de los Dos (2) Electrodos




Método de los cuatro Electrodos

Este consiste en inyectar corrientes a través de dos (2) electrodos externos y medir la tensión o caída de potencial entre los dos (2) electrodos internos. Todos los electrodos están alineados y enterrados a una misma profundidad “b”. Método de los cuatro electrodos



Medición De Resistividad y Resistencia de Puesta a Tierra.. Método de los cuatro Electrodos

Este consiste en inyectar corrientes a través de dos (2) electrodos externos y medir la tensión o caída de potencial entre los dos (2) electrodos internos. Todos los electrodos están alineados y enterrados a una misma profundidad “b”.

Método de los cuatro electrodos

ECUACION A APLICAR:



Medición De Resistividad y Resistencia de Puesta a Tierra.. Configuración Wenner o Distanciamiento Igual Entre Electrodos

Este es el método mas utilizado. En este arreglo, los electrodos se ubican sobre una línea recta con una separación entre los electrodos de a y enterrados a una profundidad de b ECUACION A APLICAR:

Configuración de Wenner




Configuración Participación de Lee Este es un método complementario a los métodos Wenner, Schlumberger para determinar posibles variaciones laterales en el terreno a medir. En el empleo de cualquiera de los dos (2) métodos antes descritos, se adiciona un electrodo auxiliar intermedio entre los dos (2) electrodos de potencial.

Participación de Lee



Medición De Resistividad y Resistencia de Puesta a Tierra.. Método de los Tres Electrodos

Este método consiste en medir la resistencia serie que ofrecen dos electrodos a la vez al paso de una corriente alterna, de un conjunto de tres electrodos donde uno está bajo medida y los otros dos son auxiliares, utilizando cualquiera de las formas conocidas para medir resistencias (amperímetro, voltímetro,ohmmetro, puente de Wheatstone, etc); este arreglo se muestra en la Fig. 12 a cual se permite calcular la resistencia de puesta a tierra.

Medida de Resistencia de Puesta a Tierra por Método de Tres Puntas ECUACION A APLICAR:



Medición De Resistividad y Resistencia de Puesta a Tierra.. Método de Caída de Potencial

Este método consiste en la colocación de dos electrodos auxiliares en línea recta con el electrodo que se desea medir, a una distancia entre los electrodos extremos con tal de que no se solapen sus interfases.

Medida de Resistencia de Puesta a Tierra por Método de Tres Puntas



Medición De Resistividad y Resistencia de Puesta a Tierra.. Medida de la Resistencia de Puesta a Tierra por el Método de Caída de Potencial

Si se inyecta una corriente por los electrodos extremos y medimos la caída de potencial entre el electrodo central y el que se desea medir, se obtiene una resistencia; ahora si se desplaza el electrodo central en esta línea recta se observa como varía la resistencia; en el punto donde la variación es mínima la cual ocurre aproximadamente a 63% del electrodo de medición se encuentra el valor de resistencia del sistema de puesta a tierra.




Para determinar la capacidad de corriente del conductor se utiliza la siguiente ecuación conocida como la fórmula de Sverak




Donde: • * I = Corriente eficaz, kA • * Ac = Área del conductor, mm2 • * Tm = Temperatura máxima permitida, ºC • * Ta = Temperatura ambiente, ºC • * α0 = Coeficiente térmico de resistividad a 0 ºC, 1/ºC • * αr = Coeficiente térmico de resistividad a la temperatura T, 1/ºC • * ρr = Resistividad del conductor de tierra a la temperatura T, μΩcm • * tc = Tiempo que fluye la corriente, s • * TCAP = Factor de capacidad térmica, J/ cm3ºC




Conociendo la magnitud de la corriente máxima que debe soportar, se desea conocer la sección transversal del conductor a utilizar, teniendo la siguiente ecuación:




Calculo de la Tensión de Toque de la Malla de Tierra

Los voltajes de toque y paso de la malla, se pueden reducir a cualquier valor deseado, reduciendo el espaciamiento entre conductores, o sea, añadiéndole más cantidad de conductor. Esta situación es totalmente diferente en la zona inmediatamente exterior al perímetro de la malla, donde el problema puede existir aun con una placa sólida.




Calculo de la Tensión de Paso de la Malla de Tierra Las subestaciones pueden ser diseñadas para eliminar la posibilidad de “voltajes de toque” mas allá del perímetro del área de las mismas, esto limita el estudio a los voltajes de paso, y debido a que estos son menos dañinos que otros tipos, una precisión extrema en su cálculo no es tan importante, por lo tanto el estándar 80 de la IEEE recomienda la siguiente ecuación:



Otras Normas. IEEE Std 81-1983, IEEE Guide for Measuring Earth Resistivity, Ground Impedance, and Earth Surface Potentials of a Ground System (Part 1). IEEE Std 81.2-1992, IEEE Guide for Measurement of Impedance and Safety Characteristics of Large. IEEE Std 142-1991, IEEE Recommended Practice for Grounding of Industrial and Commercial Power Systems (IEEE Green Book). IEEE Std 367-1996, IEEE Recommended Practice for Determining the Electric Power Substation Ground Potential Rise and Induced Voltage from a Power Fault. IEEE Std 487-1992, IEEE Recommended Practice for the Protection of Wire-Line and Communication Facilities Serving Electric Power Stations. IEEE Std 525-1992 (Reaff 1999), IEEE Guide for the Design and Installation of Cable Systems I Substations.



Otras Normas. IEEE Std 665-1995, IEEE Guide for Generating Station Grounding. IEEE Std C37.122.1-1993, IEEE Guide for Gas-Insulated Substations. IEEE Std C37.122-1993, IEEE Standard for Gas-Insulated Substations. IEEE Std 837-1989 (Reaff 1996), IEEE Standard for Qualifying Permanent Connections Used in Substation Grounding IEEE Std 1100-1999, IEEE Recommended Practice for Powering and Grounding Electronic Equipment (IEEE Emerald Book). IEEE Std 1100-1999, IEEE Recommended Practice for Powering and Grounding Electronic Equipment (IEEE Emerald Book). IEEE Std C37.122-1993, IEEE Standard for Gas-Insulated Substations. IEEE Std C37.122.1-1993, IEEE Guide for Gas-Insulated Substations.

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CATEDRA: DISEÑO DE SUBESTACIONES. TEMA VIII: PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE


Sobrecorriente . Es cualquier corriente eléctrica en exceso del valor nominal indicado en el dispositivo de

protección, en el equipo eléctrico o en la capacidad de conducción de corriente de un conductor. La sobrecorriente puede ser causada por una sobrecarga, un cortocircuito o una falla a tierra.

Protección direccional F

F

Sistemas radiales Común en:

(a) alimentaciones multiples

F

Sistemas anillados (a) alimentaciones multiples

(b) generación a ambos lados

F

(b) generación a ambos lados



Función de la Protección direccional La protección direccional permite discriminar la parte de la red con un defecto mucho mejor que lo hace una protección contra sobrecorrientes.

Las protecciones direccionales de corriente

Las protecciones de máxima potencia

Aplicaciones

• • •

.

Necesaria en caso de:

•

Si hay varias fuentes. Si hay bucles cerrados o cables en paralelo. Con neutro aislado para el retorno de corrientes capacitivas. Para detectar el sentido anormal de circulación de la energía eléctrica activa o reactiva.

Solamente se pueden disparar cuando se produce el defecto.

Miden o la potencia activa o la potencia reactiva que pasa por el punto en donde están colocados los sensores de corriente. La protección direccional de «fase» se instala para proteger dos enlaces usados en paralelo, un bucle o una sección de red que enlaza dos fuentes de energía. Desde el momento que la corriente de defecto fase-tierra se reparte entre varios sistemas de puesta a tierra, es necesario instalar protecciones direccionales de tierra.



Instantáneos

Relés para sobrecorrientes • • • •

Relés 50, 51 •

Pueden ser temporizados o instantáneos. . Difíciles de coordinar, poco selectivos. Se utilizan como protección de respaldo en transformadores de potencia. Necesidad de cambios de ajuste al cambiar la configuración del sistema y/o la corriente de carga. Mejora de la actuación a través de direccionalidad y (o comunicación en extremos casos) límite: relés diferenciales, comparación de fases, etc.

Temporizados Relés auxiliares (temporizadores) para tener retardo de tiempo en los relés instantáneos.

• •

Ajustes de los relés relés de fase

Deben funcionar para todos los tipos de cortocircuito en su propia línea y debe proporcionar protección de respaldo para los cortocircuitos en el sistema inmediatamente adyacente.

Instantáneo significa que no tienen retardo de tiempo inicial.

relés de tierra

Se suponen fallas trifásicas. Deben accionar para la menor corriente de cortocircuito posible, sin ser tan sensible al operar en emergencia con la máxima carga de la línea.

• Se supondrá una falla monofásica a tierra, no interesando la corriente de carga ya que esta es simétrica.



Características de los relés Tiempo inverso .

Proporcionan una protección total más rápida en aplicaciones donde las magnitudes de corriente de fallo disponibles varían significativamente.

Tiempo muy inverso Proporcionan una protección total más rápida en aplicaciones donde la magnitud de la corriente de fallo disponible sigue siendo constante debido a una capacidad de generación relativamente constante.



Características de los relés Tiempo extremadamente inverso . Proporcionan la tolerancia máxima para permitir la captación de carga en frío, como resultado de una interrupción extendida del servicio, que da lugar a una acumulación pesada de cargas de dispositivos automáticamente controlados

En las curvas se observan los comportamientos de los relés obteniendo los tiempos de disparo con las corrientes de fallas.


. Forma más elemental de protección contra sobrecorriente.

Los fusibles de alta tensión y alta capacidad interruptiva, son elementos limitadores de corriente y protegen a los equipos de los efectos mecánicos y térmicos de cortocircuito, están diseñados y fabricados según las normas IEC 281.1, DIN 43625, VDE 0670 parte 4 y NMX-J-149.

• Redes eléctricas para interiores con frecuencias de 40 a 60 Hz.

Aplicaciones •


Pueden ser instalados sobre bases soportes o utilizados en nuestros seccionadores de operación con carga H251, en combinación estos dos equipos crean un medio de conexión y desconexión económica y confiable.


Partes de un fusible .


DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CATEDRA: DISEÑO DE SUBESTACIONES. TEMA IX. PROTECCIÓN DE TRANSFORMADORES


TIPOS DE FALLAS

Las condiciones anormales que se pueden presentar en un transformador son:

1. Fallas incipientes

2. Fallas eléctricas

3. Fallas internas.



TIPOS DE FALLAS

Las fallas incipientes, en su etapa inicial no son serias pero en ocasiones, cuando no se libran pronto, pueden dar lugar a fallas mayores.



TIPOS DE FALLAS

Las fallas eléctricas, son las más graves y notorias en tanto más grande es el transformador, dentro de estas se encuentran las fallas de aislamiento por sobretensiones de origen atmosférico.



TIPOS DE FALLAS

Las fallas internas, caen dentro de las fallas incipientes, ya que por ejemplo, son puntos calientes o eventualmente cortocircuito entre espiras o entre bobinas.



PROTECCIÓN DIFERENCIAL PROTECCIÓN DE SOBRECARGA

CAMBIADORES DE TOMAS

PROTECCIÓN DE BUCHHOLZ

PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE

PROTECCIÓN DE FALLAS A TIERRA

SISTEMAS POLARIZADOS

PROTECCIÓN DEL DEVANADO DELTA



PROTECCIÓN DIFERENCIAL

Permite eliminar: 1. Todos los tipos de cortocircuitos internos y entre espiras. 2. Fallas debidas a arcos eléctricos entre las boquillas de los transformadores.




Esta basada en la medida de las intensidades antes y después del transformador

Adapta las intensidades en magnitud y ángulo de fase y comparándola con el relé. Cuando sobrepasa una relación ajustable de intensidad de «paso» y la diferencial, el relé actúa.




El relé no debe actuar: 1. En el momento de la conexión del transformador. 2. Caso de cortocircuitos externos.

Deberá ser rápido y sensible a los defectos que ocurren dentro de su campo de acción delimitado por los transformadores de intensidad primarios y secundarios.




Los principales problemas que aparecen en la calibración de los relés usados para la protección diferencial son los siguientes: 1.

Diferencias en magnitud y ángulo de las corrientes que entran y salen del transformador.

2.

Corriente de magnetización.

3.

Corriente de energización en vacío.



RELÉS DIFERENCIALES PRESENTES EN EL MERCADO

Relé de protección diferencial para dos terminales de cables (SIEMENS)

Relé de protección de transformador SEL-787



CAMBIADORES DE TOMAS

Proporcionan al transformador cierta flexibilidad a la relación de transformación, ya que con ellos se puede mantener un voltaje menos variable en el secundario, amortiguando las variaciones de voltaje en el lado primario.



CAMBIADORES DE TOMAS BAJO CARGA (ABB) Cambiadores de toma UBB 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11.

utilización interna Introducción al mercado en el año 1992 Proyecto compacto Compartimiento único para conexiones delta estrella Hasta 27 posiciones Mantenimiento rápido y fácil Contactos fijos y móviles reemplazables desde el interior del cambiador Confiabilidad Pocas partes Cilindro de fibra de vidrio Proyectos simples y robustos con contactos deslizantes



CAMBIADORES DE TOMAS BAJO CARGA (ABB)

Cambiadores tipo UZ 1. Proyecto compacto 2. Compartimiento único para conexiones delta o estrellahasta BIL 650 kV/600 A 3. Hasta 33 posiciones 4. Mantenimiento rápido y fácil 5. No es necesario subir al transformador 6. No es necesario herramientas especiales 7. Confiabilidad 8. Proyectos simples robustos con contactos deslizantes



CAMBIADORES DE TOMAS BAJO CARGA (ABB) Cambiador tipo UC 1. Larga experiencia de servicio 2. Mantenimiento rápido y fácil 3. Eje por fuera del compartimiento del conmutado 4. Diseño abierto, no se requieren herramientas especiales 5. Confiable 6. Pocas piezas 7. Un diseño simple y robusto 8. No requiere unidad de filtrado



CAMBIADORES DE TOMAS BAJO CARGA (VACUTAP® VR®)

Es el primer cambiador de tomas bajo carga del mundo que no requiere mantenimiento hasta 300.000 conmutaciones. Puesto que su mantenimiento no depende del tiempo, UD. dispone de su transformador por mucho más tiempo.



PROTECCIÓN DE FALLAS A TIERRA

Es usada para transformadores con devanado en Y como se muestra en la siguiente figura. La suma de las corrientes de fase es balanceada contra la corriente del neutro y por lo tanto, el relevador no responderá a las falla externas al devanado.




Esta protección solo es privilegio de los transformadores sumergidos, opera : 1. Contra fallas internas con gran rapidez en el caso de ser severas. 2. Es muy sensible a falla insipientes que tienen inicialmente un desprendimiento de gas.



PROTECCIÓN RELÉ BUCHHOLZ

VISTA DE UN RELÉ BUCHHOLZ



Se compone de uno o dos flotadores colocados sobre un pivote metálico

Los flotadores están encerrados en un pequeño recipiente hermético colocado en la tubería que conduce el gas desde el tanque principal hasta el tanque conservador. Cada flotador dispone de un interruptor de mercurio para detectar cambios en su posición.





Las características de los gases acumulados en el Buchholz puede dar una idea del tipo de desperfecto y en que parte del transformador se ha producido



PROTECCIÓN DE BUCHHOLZ Gases de color blanco provienen de la destrucción del papel

Gases de color amarillo provienen de la destrucción del piezas de madera

Humos negros o grises provienen de la descomposición del aceite

Gases de color rojos provienen de la destrucción del aislamiento de los bobinados



LOS RELEVADORES BUCHHOLZ DETECTAN LAS SIGUIENTES FALLAS:

Puntos calientes en el núcleo

Perdidas de aceite por fugas en la cuba

Fallas en el aislamiento en los tornillos del núcleo

Uniones o juntas defectuosas

Fallas entre devanados ( ya sea entre fases o a tierra)

Fallas severas a tierra

Fallas entre espiras



RELÉS BUCHHOLZ PRESENTES EN EL MERCADO:

Relé de Buchholz (Messko)

Relé de Buchholz (CELECTRA)



PROTECCIÓN DE SOBRECARGA

Los transformadores pueden adquirir sobrecargas durante cierto tiempo sin disminución de su vida útil. Una de las formas de detectar la sobrecarga, es la de medir la temperatura que se alcance en el punto más caliente de los enrollados del transformador.




Actuación de la protección :

Para los transformadores de gran potencia poseen dos diales de temperatura:

1)

Detecta la temperatura, en el punto más caliente del enrollado

2) Detecta la temperatura media de los enrollados.




Actuación de la protección :

Si la sobrecarga excede los límites dados por el fabricante, tanto en valor como en duración de esta, es necesario que se dé una alarma, se conecte los ventiladores o se desconecte el transformador según sea la intensidad y duración de la sobrecarga.




Las protecciones más usadas para la sobrecarga son: 1. Directa e 2. Imagen térmica



PROTECCIÓN DIRECTA

El transformador se protege contra sobrecargas mediante relés térmicos.




El relé térmico fundamentalmente por: 1.

está

compuesto

Un sistema de medida (columnas de tiras bimetálicas y acumulador de calor).

2. Una banda calefactora recorrida por la corriente de alimentación que calienta tanto las tiras de bimetal como el acumulador de calor.



PROTECCIÓN DE IMAGEN TÉRMICA

Estos dispositivos están montados en el propio transformador. Un relé secundario controla indirectamente la temperatura del punto más caliente de los devanados. La temperatura se registra en una esfera graduada que se encuentra en un lateral del transformador.



El equipo está compuesto esencialmente por: 1. Una resistencia bobinada C de calentamiento 2. Una resistencia Shunt A calibrada 3. Un termómetro T con su equipo auxiliar 4. Un transformador de intensidad Ti 5. Contactos de control de ventiladores en transformadores con ventilación forzada 6. Contactos de alarma y disparo para límites de temperaturas peligrosas en los bobinados.




PROTECCIÓN DE SOBRECORRIENTE

1. Protege contra fallas de fase y/o a tierra. 2. Constituye una protección primaria para las unidades pequeñas. 3. Opera como protección de respaldo en grandes unidades.



CAPACIDADES DE SOBRECORRIENTES EN TRANSFORMADORES SEGÚN NORMAS ANSI/IEEE

Múltiplos de la corriente nominal

Impedancia del transformador ( % a su capacidad)

Tiempo máximo de aguante (segundos)

25

4

2

20

3

2

16

6

2

14 o menos

8 o mayor

2

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CATEDRA: DISEÑO DE SUBESTACIONES. TEMA X: PROTECCIÓN DE MOTORES.

Autor: Andrea Gutiérrez. Luis Guerra.

PROTECCIÓN DE MOTORES

. ALTERACIÓN DEL SUMINISTRO ELÉCTRICO

PRINCIPALES CAUSAS DE DAÑO DE LOS MOTORES

EXCESO DE TRABAJO MECÁNICO ASOCIADO PROBLEMA EN LA INSTALACIÓN ELÉCTRICA QUE ALIMENTA A EL MOTOR PROBLEMAS ASOCIADOS AL DETERIORO DE LAS PARTES QUE COMPONEN EL MOTOR


CONDICIONES ANORMALES



SUMINISTRO ELÉCTRICO

La distribución de energía eléctrica consiste en el suministro de energía, mediante tres ondas de tensión sinusoidales desfasadas una de la otra en 120 grados.

Otra forma de representar estas ondas, es usando vectores para cada una de ellas (Fasores). Con ello representamos la tensión entre cada línea de distribución de energía y el neutro, llamándose estos voltajes de red (V1, V2,V3) o llamándolos voltajes de línea (Va, Vb, Vc) si representamos la tensión entre las fases




DESBALANCE DE VOLTAJE

El desbalance de voltaje (VUB) es la alteración del ¿Qué es? suministro eléctrico más dañina a la que puede estar sometido un motor eléctrico. Generalmente, en las instalaciones nuevas se ¿Por qué ocurre? pone especial cuidado en balancear la distribución de Aparece con la las cargas en cada fase. incorporación Sin embargo, a medida que desbalanceada de cargas se incorporan nuevos monofásicas a las líneas, equipos monofásicos al provocando que unas suministro eléctrico tengan más o menos comienza a presentarse el carga que otras. desbalance de voltaje.


PERDIDA DE UNA FASE




BAJO VOLTAJE Y SOBREVOLTAJE

Las condiciones de bajo voltaje (UV) y sobrevoltaje (OV) se deben principalmente a sobrecarga de los circuitos y/o regulación defectuosa. Un motor eléctrico que opere en presencia de bajo voltaje (UV), aumentará las corrientes de trabajo y en consecuencia se sobrecalentarán sus arrollados.



PROTECCIÓN DE MOTORES TRIFÁSICOS

Proteger los motores trifásicos, se ha vuelto una necesidad imperativa para los usuarios y/o propietarios de los mismos. Ello debido a las pérdidas económicas que implican la reparación o reposición del motor dañado y las asociadas al servicio que dejaron de prestar estando fuera de operación. La protección de un motor trifásico debe de contemplar problemas asociados a voltajes y al consumo de corriente. Para ello, se requieren de dispositivos que estén en capacidad de supervisar los valores de voltaje y de las corrientes, con que opera el motor.


BAJO VOLTAJE Y SOBREVOLTAJE Los relés de sobrecarga se emplean para proteger equipos como motores o transformadores de sobrecalentamientos inadmisibles. Un sistema clásico de protección es el de relés con Bimetales, donde un arrollamiento calefactor conectado en serie con el circuito, genera una temperatura que depende de la corriente, y esta temperatura a su vez deforma unas cintas bimetálicas que accionan el mecanismo de disparo.



RELÉS TÉRMICOS DE SOBRECARGA

La protección mas utilizada en las aplicaciones de motores trifásicos es el relé térmico de sobrecarga. A través de él fluyen las corrientes que consume el motor, calentándose y enfriándose de igual manera que este. Para ello, hacen uso de unas resistencias calentadoras por las que fluyen las corrientes del motor. Si el calor acumulado en las resistencias es mayor o igual al máximo permitido, un contacto asociado a estas, se dilatará por efecto del calor y desenergizará al motor




RELÉS DE SOBRECARGA BIMETÁLICOS LIMITACIONES:

VENTAJAS: - no presentan los tipos de aleación fusible y puede retornar automáticamente y por medio de un elemento de compensación. - se pueden realizar ajustes según las variaciones de la temperatura ambiente.

- Curva de disparo fija, no apta para arranques difíciles. - Ajuste impreciso de la intensidad del motor. - Protección lenta o nula contra fallos de fase, dependiendo de la carga del motor. - Ninguna señalización selectiva de la causa de disparo. - Imposibilidad de autocontrolar la curva de disparo.



PROTECCIÓN CONTRA FALLA DE COJINETE

Los fallos en los cojinetes pueden ser provocados por: corrientes de alta frecuencia que circulan a través de los cojinetes del motor.

Métodos para afectar a las corrientes de los cojinetes

Un sistema de cableado y conexión a tierra correcto La interrupción de los bucles de corriente de los cojinetes Amortiguación de la intensidad de modo común de alta frecuencia



RELÉS DE SOBRECORRIENTE INSTANTÁNEA



PROTECCIONES INSTANTÁNEAS DE FALLA A TIERRA

La función de estas protecciones es muy claramente interpretada dado su nombre, detectaran corrientes de falla a tierra y actuaran sin ninguna condición de retardo de tiempo. Es recomendable que un transformador de corrientes de secuencia cero sea instalado para alimentar el relé utilizado en esta aplicación.



FUSIBLES

TIPOS DE FUSIBLES DE EXPULSIÓN El funcionamiento del fusible produce mucho gas y ruido estos fusibles se pueden emplear en tensiones hasta 115 KV y con corrientes de corto circuito simétricas hasta de 20 KA.

DE ACIDO BÓRICO Los fusibles de expulsión y de ácido bórico se aplican en el rango de tensiones y corrientes.



PROTECCIÓN DIFERENCIAL DE FASES.

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CATEDRA: DISEÑO DE SUBESTACIONES. TEMA XI: COORDINACION DE LOS SISTEMAS DE PROTECCION

Autor: Nelson Simoza.

COORDINACIÓN DE PROTECCIONES DE SOBRECORRIENTE

Los Dispositivos de protección de sobre corriente, cuando forman parte de un sistema de protecciones, cumplen las funciones de protección principal y protección de respaldo, de acuerdo a su ubicación en el sistema eléctrico proteger.

En las protecciones de sobre corriente, los respaldos prácticamente se dan en función al tiempo, esta configuración de respaldos en tiempo se denomina Coordinación de protecciones de sobre corriente, donde el relé aguas abajo es el que debe disparar lo mas rápido posible ante una falla en su zona de protección, y si esto no ocurre entonces dispararía como respaldo una protección de sobre corriente aguas arriba.

Relevador



Normas Coordinación de protecciones de sobrecorriente IEEE Std 242-2001, IEEE Recommended Practice for Protection and Coordination of Industrial and Commercial Power Systems.(coordinacion) IEEE Std 141-1993, IEEE Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants. CODIGO ELECTRICO NACIONAL. FONDONORMA 200:2004 (7ª Revisión). (2004) Venezuela: CODOELECTRA. ( Ajustes Protecciones transformadores 450.3)( Ajustes Protecciones Motores 430.32, 430.52) IEEE Std C57.109-1993 Guide for Liquid-Immersed Transformer Through-Fault-Current Duration. (Curvas de daño transformadores) IEC 60076-7, Loading Guide for Oil-immersed Power Transformers (sobrecargas transformadores)

IEC 60947-2. Connect devices and low voltage control, Part 2. Automatic Switches. (Coordinacion interruptores de baja tension)



FABRICANTES DE RELEVADORES DE SOBRECORRIENTE 50/51

Fabricantes de Relevadores de sobrecorriente 50/51



UBICACIÓN DE LOS RELÉS DE PROTECCIONES Y SUS MÓDULOS

Módulos

Conexiones

Detalle de gabinete donde se ubican los Relés de Protecciones



CRITERIOS SOBRE LA SELECTIVIDAD

tF1=lo mas rápido posible tR2= tF1-Δt Δt=(0,1-0,4) seg

Selectividad Relé- Fusible



CRITERIOS SOBRE LA SELECTIVIDAD Selectividad Fusible- Rele

tR1=lo mas rápido posible tF1= Tr1+Δt+tINT Δt=(0,2-0,4) seg TINT=tiempo de operación del interruptor en ciclos



CRITERIOS SOBRE LA SELECTIVIDAD Selectividad Relé- Relé

tR1=lo mas rápido posible tF1= tR1+Δt+tINTA Δt=(0,2-0,4) seg tINT=tiempo de operación del interruptor A en ciclos



CRITERIOS SOBRE LA SELECTIVIDAD Selectividad Fusible-Fusible

tF1=lo mas rápido posible tF2= tF1-Δt Δt=(0,1-0,2)seg



CRITERIOS SOBRE LA SELECTIVIDAD

Selectividad Fusible- Interruptor

tF1=lo mas rápido posible tF2= tMT-Δt Δt=(0,2-0,4)seg


Autor: Nelson Simoza

LIMITES DE AJUSTE

Corrientes de carga total de los transformadores y corrientes de flujo de carga significativas.

Puntos de daño I^2*t, o curvas para transformadores , cables, motores, y otros equipos.

Puntos de corriente de inrush del transformador.

La curva de arranque del motor que indica la corriente de rotor bloqueado, corriente de carga total, y el tiempo de aceleración del motor.



LIMITES DE AJUSTE

Limites CEN (Código eléctrico nacional) El CEN proporciona los límites máximos requeridos para protección contra sobrecorriente de transformadores, en la tabla se resumen estos límites en por ciento, tomando como base la corriente nominal del transformador.



LIMITES DE AJUSTE

Curva de daño (ANSI) La curva ANSI (American National Standard Institute), representa la máxima capacidad que puede soportar el transformador sin dañarse cuando es sometido a esfuerzos mecánicos y térmicos ocasionados por un cortocircuito. Para calcular la curva ANSI es necesario clasificar a los transformadores en categorías como se muestra en la tabla



LIMITES DE AJUSTE

Construcción de Curva de daño (ANSI) Esta tabla indica las características tiempo y corriente a los cuales se deben calcular los puntos de la curva ANSI, para el cálculo de los puntos ANSI se debe tomar en cuenta la categoría del transformador. Donde: Zt = Impedancia del transformador en por unidad en base a los kVA con enfriamiento OA. Zs = Impedancia de la fuente en por unidad en base a los kVA de transformador con enfriamiento OA. Ipc = Corriente en A a plena carga del transformador en base a su capacidad con enfriamiento OA.



LIMITES DE AJUSTE

Punto de magnetización (inrush) La corriente de magnetización de un transformador es considerada como un múltiplo de su corriente nominal que varía de acuerdo a la capacidad nominal del transformador como se indica en la tabla.

El tiempo de duración de la corriente de magnetización es invariablemente de 0,10 s.



LIMITES DE AJUSTE

Curvas de arranque Corriente a plena carga: Es el valor de la corriente que demanda el motor en condiciones de tensión, potencia y frecuencia nominales.

CURVA ARRANQUE

Corriente de magnetización: Es el valor de la corriente que circula a través de los devanados del motor, cuando este es energizado inicialmente. En forma aproximada su valor alcanza 1,76 veces la corriente a rotor bloqueado para motores de tensión media y alta y 1,5 veces para los motores de tensión baja, con una duración de 0,1 s.

Tiempo de aceleración: Es el tiempo de transición entre la corriente de arranque y la de plena carga del motor. Depende de la capacidad nominal del motor, del par de arranque y de la inercia de la carga. Corriente a rotor bloqueado: Corriente del motor a velocidad cero. Si no se conoce su valor, se puede utilizar la letra código NEMA para determinarlo. Tiempo de atascamiento máximo permitido: El tiempo de atascamiento del rotor, representa en un motor, un punto en la curva limite de calentamiento, definido por I2t corriente de rotor bloqueado.

LIMITES DE AJUSTE

Curvas de daño


Curva de daño


Para el trazo de la curva de daño se emplea generalmente las curvas proporcionadas por los fabricantes pero en caso de que no se conozcan, se aplican las ecuaciones respectivamente: Para el cobre:

Para el aluminio:

Donde: I = Corriente que circula por el conductor en A. CM= Calibre del conductor. t= Tiempo en que circula la corriente, en s. t0= Temperatura inicial antes de un camb.io de corriente, en °C. TF=Temperatura final después de un cambio de corriente, en °C. Fac= Relación de efecto piel o relación de corriente alterna a corriente directa.



TRAZADO DE CURVAS DE CORRIENTE - TIEMPO

Comience dibujando las curvas característica s de los dispositivos de protección en la gráfica, empezando al nivel de voltaje más bajo y la carga más grande.

El máximo nivel de cortocirc uito en el sistema es el límite de las curvas a la derecha.

Todas las característica s del relé deben ser graficadas en una escala común aún cuando estén a distintos niveles de voltaje.

La escala debe ser seleccionada de modo que todas las curvas características, curvas de protección, corrientes de carga total, y corrientes de cortocircuito puedan estar en el mismo grafico sin solaparse.

La curva característica del dispositivo más pequeño se grafica lo más lejos posible a la izquierda del papel de modo que las curvas no se vean apiñadas a la derecha del papel logarítmico.


SISTEMA A ESTUDIAR

El sistema eléctrico a coordinar es el de C.V.G VENALUM, desde el nivel de 115 KV de suministro de energía, 13.8 KV de distribución y 480 V de servicio en la planta de reducción III.




COORDINACIÓN FALLA 3Φ NODO 47-M-501_2,4KV

En la primera figura se puede observar que cada vez que el motor vaya a arrancar, se va a disparar el fusible, es decir el motor nunca va operar. LIMITE DE AJUSTE 47-M-501:

En la segunda figura se observa que el fusible F 47-M-501 esta a la derecha de la curva de arranque del Motor 47-M-501-100%, permitiendo así su operación.



COORDINACIÓN FALLA 3Φ NODO 47-M-501_2,4KV CRITERIO DE SELECTIVIDAD 47M-501 : Para una falla en el motor el fusible debe actuar lo mas rápido posible, ya que es la protección principal, aproximadamente menor a 0,1 segundo (instantáneo), pero a su vez permitiendo el arranque de el motor. CRITERIO 473T1A:

DE

SELECTIVIDAD

El Fusible 473T1A es el respaldo para esta falla y mantiene una selectividad de Δt=0,168-0,01=0,158 seg. Es decir cumple con el criterio fusible-fusible Δt=(0,1-0,2). El RelayA2-F actúa como tercer respaldo, lo cual no es malo.



COORDINACIÓN FALLA 3ᴓ BARRA 47-3-S1_2,4 KV En este caso las cargas se concentran en CCM de grandes capacidades, por lo tanto las curvas de arranque de los CCM están muy cercanas a la curva de daño del transformador. Es decir, no hay espacio para colocar una protección en el lado de baja del transformador. LIMITE DE AJUSTE F473T1A: Se puede observar que el fusible F473T1A protege al transformador Tx 47-3-T1 un 50% o menos ante sobrecargas de corto tiempo, según lo estipulado en la norma IEC 60076-7 , permite su energización y también protege al cable FR-20, ya que son los dos elementos que están antes de él y después del fusible F 47-M-501 . Es decir la curva del fusible debe estar entre de las curvas de daños de los elementos que protege y el punto arranque (inrush).



COORDINACIÓN FALLA 3ᴓ BARRA 47-3-S1_2,4 KV CRITERIO DE SELECTIVIDAD F473T1A : El fusible F473T1A es la protección principal de esta barra, es decir debe actuar lo mas rápido posible para esta falla, pero hay que considerar su tiempo como respaldo en la falla aguas abajo y los limites de ajustes analizados en la dispositiva anterior. Es por eso que se deja un tiempo de disparo de 0,168 seg. CRITERIO DE SELECTIVIDAD RelayA2-F: El RelayA2-F es la protección de respaldo, cumple el criterio de selectividad (0,3- 0,4) Δt= 0,7880,323=0,465 seg.



COORDINACIÓN FALLA 3ᴓ NODO 47-MCC-5_0,48KV

LIMITE DE AJUSTE I 47-MCC-5 : En la figura se observa que el interruptor I 47-MCC-5 esta a la derecha de la curva de arranque del Motor 47-M-501, a la izquierda de su punto de limite térmico 47-MCC-5Hot y de su alimentador FR-247.



Coordinación Falla 3ᴓ Nodo 47-MCC-5_0,48kV CRITERIO DE SELECTIVIDAD 47MCC-5 :

Para una falla en el motor el interruptor I 47-MCC-5 debe actuar lo mas rápido posible, ya que es la protección principal a 0,01seg. (instantáneo), pero a su vez permitiendo el arranque de el motor y protección. CRITERIO IP503S2: :

DE

SELECTIVIDAD

El Interruptor IP503S2 es el respaldo para esta falla y mantiene una selectividad de Δt=0,2-0,05=0,15 seg. Es decir cumple con el criterio interruptor-interruptor Δt=(0,1-0,2). El Fusible F 503T2 actúa como tercer respaldo, lo cual no es malo.



COORDINACIÓN FALLA 3ᴓ BARRA 50-3-S2_0,48KV LIMITE DE AJUSTE IP503S2: En la figura se puede observar que el interruptor IP 50-3-S2 permite la energización del transformador Tx 47-3-T1, protege ante sobrecarga de tiempo largo, cortocircuito y sobrecargas de tiempo corto. LIMITE DE AJUSTE F503T2: En la figura se puede observar que el fusible F473T1A protege al transformador Tx 47-3-T1 un 50% o menos ante sobrecargas de corto tiempo, según lo estipulado en la norma IEC 60076-7, permite su energización y también protege al cable FR-19, ya que son los dos elementos que están antes de él y después del interruptor IP 50-3-S2 . Es decir la curva del fusible debe estar entre de las curvas de daño de los elementos que protege y el punto arranque (inrush) del transformador.



COORDINACIÓN FALLA 3ᴓ BARRA 50-3-S2_0,48KV CRITERIO DE SELECTIVIDAD IP503S2: El interruptor IP503S2, se ajusta para que dispare a 0,2 seg. permitiendo así selectividad entre las protecciones aguas abajo, las cuales actúan en instantáneo, es decir a 0,01 seg. CRITERIO DE SELECTIVIDAD F503T2: El fusible F503T2 es la protección de respaldo y mantiene una selectividad de Δt=0,617-0,32=0,297 seg. Es decir cumple con el criterio fusible-interruptor Δt=(0,20,4) En falla trifásica no es malo que actúen las protecciones aguas abajo como tercer respaldo, porque eliminan contribución de corriente de fallas (motores), esto ocurre cuando se concentran grandes bloques de CCM.



COORDINACIÓN FALLA 3ᴓ BARRA 50-F3 REDUC. CII_13,8KV CRITERIO DE SELECTIVIDAD RelayA2-F: En relé A2-F es la protección principal de esta barra, es decir debe actuar lo mas rápido posible para esta falla, pero hay que considerar su tiempo como respaldo en la falla aguas abajo y los limites de ajustes analizados en la dispositiva anterior. Es por eso que se deja un tiempo de disparo de 0,431 seg. CRITERIO DE SELECTIVIDAD RelayIA-F El RelayIA-F , para esta falla actúa como respaldo con un Tdisparo=0,431+0,4=0,831seg, pero se deja en 1,5seg para que tenga selectividad con todas las unidades de protección aguas abajo. En falla trifásica no es malo que actúen las protecciones aguas abajo como tercer respaldo, porque eliminan contribución de corriente de fallas (motores), esto ocurre cuando se concentran grandes bloques de CCM.



COORDINACIÓN FALLA 3ᴓ BARRA 50-F3 REDUC. CII_13,8KV LIMITE DE AJUSTE RelayA2F: En la figura se puede observar que el relé A2-F protege al cable FR-2, ya que es el elemento que está antes de él y después de los fusibles. Es decir la curva del relé debe estar a la izquierda mas posible de la curva de daño del cable.



COORDINACIÓN FALLA 3ᴓ BARRA A_13,8KV

LIMITE DE RelayIA-F:

AJUSTE

En la figura se puede observar que el RelayIA-F permite la energización del transformador Tx 40-T6, protege ante sobrecarga de tiempo largo, ante cortocircuito y ante sobrecargas de tiempo corto.



COORDINACIÓN FALLA 3ᴓ BARRA A_13,8KV CRITERIO SELECTIVIDAD RelayIA-F: En relé IA-F es la protección principal de esta barra, es decir debe actuar lo mas rápido posible para esta falla, pero hay que considerar su tiempo como respaldo en la falla aguas abajo y los limites de ajustes analizados en la dispositiva anterior. Es por eso que se deja un tiempo de disparo de 1,37seg.

Este sistema no tiene protección de respaldo a la protección diferencial del transformador y a la protección de sobrecorriente ubicada en la celda del interruptor principal de 13.8 kV lado secundario del transformador. El costo de incorporar un segundo relé de protección es irrelevante ante el impacto de una falla no despejada debidamente.



COORDINACIÓN FALLA 3ᴓ BARRA NORTE-E_115KV

LIMITE DE AJUSTE RelayHI305-F/N:

En la figura se puede observar el ajuste RelayHI305-F/N y de todas las protecciones aguas abajo



COORDINACIÓN FALLA 3ᴓ BARRA NORTE-E_115KV CRITERIO SELECTIVIDAD RelayIA-F: En relé IA-F es la protección principal de esta barra, es decir debe actuar lo mas rápido posible 0,02seg. Para este relé no que considerar su tiempo como respaldo en la falla aguas abajo, debido a que esta barra es la que alimenta a todos los transforectificadores de los complejos. En la falla trifásica no es malo que actúen las protecciones aguas abajo como tercer respaldo, porque eliminan contribución de corriente de fallas (motores), esto ocurre cuando se concentran grandes bloques de CCM.



COORDINACIÓN DE FALLAS A TIERRA

Dependiendo de la configuración del sistema, y de cercanía de la falla con el generador. El orden de severidad de las fallas pude cambiar.

Para este caso en los niveles de tensión de 115kV y 13,8kV la falla monofásica eran considerable, pudiendo dañar el asilamiento de los equipos.

Para limitar la corriente de falla se colocan resistencias, calculadas con la corriente de falla a tierra y son colocadas en los neutros de los transformadores de 480v y 2,4kv, esto es para no parar la producción.

Para los niveles de tensión de 480V y 2,4kV la falla monofásica no era tan severa, es decir es mucho menor a la corriente de carga, por eso no se colocaron protecciones para este tipo de falla.

Cuando se presentan fallas de este tipo a niveles de 480V y 2,4kV hay sensores instalados que informan al operador, para que cuando el crea pertinente alimente el CCM por otro lado.

Para este sistema hay mucha diferencia de magnitud entre la corriente de falla monofásica y la trifásica, por lo tanto los ajustes protecciones de fase , no permiten que se disparen por falla monofásica.



COORDINACIÓN FALLA 1ᴓ BARRA 50-F3 REDUC. CII_13,8KV

LIMITE DE RelayA2-T:

AJUSTE

En la figura se puede observar que el RelayA2T, es de tiempo definido y protege al cable FR-2 ante corriente de falla monofásica.



COORDINACIÓN FALLA 1ᴓ BARRA 50-F3 REDUC. CII_13,8KV CRITERIO DE SELECTIVIDAD RelayA2-T En la figura se puede observar que el relé A2T se ajusta para que dispare a 0,3 seg. aproximadamente el valor de ajuste del Rele A2-F, ya que los dos relés protegen el mismo elemento y además para evitar que la fallas momentáneas saquen la carga. CRITERIO DE SELECTIVIDAD RelayIA-N El RelayIA-N , para esta falla actúa como respaldo con un Tdisparo=0,3+0,4=0,7seg, pero se deja en 1,1 seg. aproximadamente el valor de ajuste del Rele A2-F, ya que los dos relés protegen el mismo elemento y además para que tenga selectividad con todas las unidades de protección aguas abajo. CRITERIO DE SELECTIVIDAD RelayIA-T El RelayIA-T , dispara el mismo interruptor IA, que el RelayIA-N. Por lo tanto, no importa el orden de disparo y la selectividad.



COORDINACIÓN FALLA 1ᴓ BARRA A_13,8KV

LIMITE DE RelayIA-N :

AJUSTE

RelayIA-T

y

En la figura se puede observar que el RelayIA-T y el RelayIA-N permite el arranque del transformador Tx 40-T6, protege ante sobrecarga de tiempo largo, ante cortocircuito y ante sobrecargas de tiempo corto.



COORDINACIÓN FALLA 1Φ BARRA A_13,8KV CRITERIO DE SELECTIVIDAD RelayIA-N El RelayIA-N , para esta falla actúa como principal a un tiempo de 1,07 seg. no cumpliendo con el criterio relé- relé Δt=0,2-0,4; Ya que se ajusta a un valor aproximado al relé IA-F, debido a que operan el mismo interruptor.

CRITERIO DE SELECTIVIDAD RelayIA-T El RelayIA-T , dispara el mismo interruptor IA, que el RelayIA-N. Por lo tanto, no importa el orden orden de disparo y la selectividad.

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA CATEDRA: DISEÑO DE SUBESTACIONES. TEMA

Autor:

Diseño de Subestaciones Eléctricas FINALES

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