TECNOLOGÍA ELÉCTRICA I miércoles, 13 de abril de 2005
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ASIGNATURA: TECNOLOGIA ELECTRICA I DEPARTAMENTO: Ingeniería Eléctrica AREA DE CONOCIMIENTO: Ingeniería Eléctrica CRÉDITOS TOTALES: 6 (4,5 Teóricos y 1,5 prácticos) CUATRIMESTRE: CUATRIMESTRE: Segundo OBJETIVOS GENERALES Y ESPECÍFICOS Los objetivos de la asignatura son introducir al alumno en el diseño, funcionamiento y simulación de los sistemas de transporte y distribución. La asignatura consta de dos partes, una primera que trata el diseño y funcionamiento de las líneas y redes de transporte y distribución, y una segunda que trata la tipología de las redes r edes de transporte y distribución, las subestaciones y los centros de transformación así como los elementos y sistemas que los constituyen. A) PROGRAMA DE TEORÍA Y PRACTICAS DE AULA (45 HORAS) El sistema eléctrico de potencia(1 h) Tema 2. Parámetros eléctricos de líneas aéreas (3 h) Tema 3. Modelos de líneas de transporte (3 h) Tema 4. Funcionamiento de una línea de transporte (3 h) Tema 5. Líneas subterráneas (2 h) Tema 6. Faltas en sistemas eléctricos (6 h) Tema 7. Protecciones (4 h) Tema 8. Flujos de carga (3 h) Tema 9. Estabilidad (3 h) Tema 10. Operación económica (3 h) Tema 11. El sistema de transporte y distribución de energía (2 h) Tema 12. Cálculo mecánico de líneas aéreas de transporte y distribución (6 h) Tema 13. Subestaciones de distribución (4 h) Tema 14. Subestaciones compactas (1 h) Tema 15. Centros de transformación (1 h) Tema 1.
BIBLIOGRAFÍA . R.M. Mujal Rosas, “ Tecnología Eléctrica”, Edicions UPC, 2000. . W. Stevenson, “ Análisis de Sistemas Eléctricos de Potencia ”, Mc. Graw Hill, 1992. . A.R. Bergen y V. Vittal, “Power System Analysis”, Prentice Hall, 2000. . Y. Wallach, “Calculations & Programs for Power System Networks”, Prentice Hall, 1986. . “ Reglamento Técnico de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión ”, Centro de publicaciones del Ministerio de Industria y Energía. . “ Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión”, Centro de publicaciones del Ministerio de Industria y Energía. . L.M. Faulkenberry y W. Coffer, “ Electrical Power Distribution & Transmission”, Prentice Hall 1996. . D.R. Patrick y S.W. Fardo, “ Electrical Distribution Systems”, Fairmont Press, 1999. CRITERIOS DE EVALUACIÓN La asignatura consta de dos partes o bloques: !"Bloque !"Bloque “A”: Teoría y prácticas de aula. !"Bloque !"Bloque “B”: Prácticas de laboratorio. Para aprobar la asignatura es necesario aprobar el bloque “A” y el bloque “B”.
Para aprobar el bloque “A” se debe obtener una calificación de 5 o superior en un examen final con 2 ó 3 preguntas a desarrollar y 2 ó 3 problemas..
La calificación del Bloque “B” será solamente de “Apto” o “No Apto”. Para aprobar el bloque “B” existen dos opciones: c) Asistencia a las prácticas + Informe de resultados, o d) Examen de laboratorio (para aquellos que no aprueben por el método “a”)
EXAMEN : Viernes, 16 de Septiembre de 2.004 a las 9 h. Teoría tipo test 75 a 80 % Problemas 1 ó 2 20 a 25 % Tipos: Calculo de secciones ó Líneas, impedancia, etc.
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ASIGNATURA: TECNOLOGIA ELECTRICA I DEPARTAMENTO: Ingeniería Eléctrica AREA DE CONOCIMIENTO: Ingeniería Eléctrica CRÉDITOS TOTALES: 6 (4,5 Teóricos y 1,5 prácticos) CUATRIMESTRE: CUATRIMESTRE: Segundo OBJETIVOS GENERALES Y ESPECÍFICOS Los objetivos de la asignatura son introducir al alumno en el diseño, funcionamiento y simulación de los sistemas de transporte y distribución. La asignatura consta de dos partes, una primera que trata el diseño y funcionamiento de las líneas y redes de transporte y distribución, y una segunda que trata la tipología de las redes r edes de transporte y distribución, las subestaciones y los centros de transformación así como los elementos y sistemas que los constituyen. A) PROGRAMA DE TEORÍA Y PRACTICAS DE AULA (45 HORAS) El sistema eléctrico de potencia(1 h) Tema 2. Parámetros eléctricos de líneas aéreas (3 h) Tema 3. Modelos de líneas de transporte (3 h) Tema 4. Funcionamiento de una línea de transporte (3 h) Tema 5. Líneas subterráneas (2 h) Tema 6. Faltas en sistemas eléctricos (6 h) Tema 7. Protecciones (4 h) Tema 8. Flujos de carga (3 h) Tema 9. Estabilidad (3 h) Tema 10. Operación económica (3 h) Tema 11. El sistema de transporte y distribución de energía (2 h) Tema 12. Cálculo mecánico de líneas aéreas de transporte y distribución (6 h) Tema 13. Subestaciones de distribución (4 h) Tema 14. Subestaciones compactas (1 h) Tema 15. Centros de transformación (1 h) Tema 1.
BIBLIOGRAFÍA . R.M. Mujal Rosas, “ Tecnología Eléctrica”, Edicions UPC, 2000. . W. Stevenson, “ Análisis de Sistemas Eléctricos de Potencia ”, Mc. Graw Hill, 1992. . A.R. Bergen y V. Vittal, “Power System Analysis”, Prentice Hall, 2000. . Y. Wallach, “Calculations & Programs for Power System Networks”, Prentice Hall, 1986. . “ Reglamento Técnico de Líneas Eléctricas Aéreas de Alta Tensión ”, Centro de publicaciones del Ministerio de Industria y Energía. . “ Reglamento Electrotécnico para Baja Tensión”, Centro de publicaciones del Ministerio de Industria y Energía. . L.M. Faulkenberry y W. Coffer, “ Electrical Power Distribution & Transmission”, Prentice Hall 1996. . D.R. Patrick y S.W. Fardo, “ Electrical Distribution Systems”, Fairmont Press, 1999. CRITERIOS DE EVALUACIÓN La asignatura consta de dos partes o bloques: !"Bloque !"Bloque “A”: Teoría y prácticas de aula. !"Bloque !"Bloque “B”: Prácticas de laboratorio. Para aprobar la asignatura es necesario aprobar el bloque “A” y el bloque “B”.
Para aprobar el bloque “A” se debe obtener una calificación de 5 o superior en un examen final con 2 ó 3 preguntas a desarrollar y 2 ó 3 problemas..
La calificación del Bloque “B” será solamente de “Apto” o “No Apto”. Para aprobar el bloque “B” existen dos opciones: c) Asistencia a las prácticas + Informe de resultados, o d) Examen de laboratorio (para aquellos que no aprueben por el método “a”)
EXAMEN : Viernes, 16 de Septiembre de 2.004 a las 9 h. Teoría tipo test 75 a 80 % Problemas 1 ó 2 20 a 25 % Tipos: Calculo de secciones ó Líneas, impedancia, etc.
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INDICE Tema 1. El sistema eléctrico de potencia • • •
Introducción Centrales de generación Redes eléctricas
Tema 2. Subestaciones • • • • • • • • • •
Misiones y esquemas Aparamenta - Media tensión - Alta tensión Clasificación y características Aparamenta de maniobra y corte Seccionadores Interruptores Trafos de medida Servicios auxiliares Pararrayos Protecciones
Tema 3. Líneas eléctricas • • • •
Clasificación Líneas aéreas Líneas subterráneas Modelización de líneas
Tema 4. Centros de transformación • •
Clasificación Componentes de un centro de transformación
Tema 5. Puestas a tierra • • • • • •
Funciones básicas de una puesta a tierra Elementos constitutivos de una puesta a tierra Medida de la resistividad del terreno Tensión de paso y tensión de contacto Elección y dimensionamiento de los elementos de una puesta a tierra Puesta a tierra de protección y puesta a tierra de servicio
Tema 6. Baja Tensión • • •
Esquemas de distribución Protecciones de Baja Tensión Instalaciones eléctricas destinadas a viviendas
Tema 7. Instalaciones en viviendas
Profesor : Víctor Valverde Compañeros de Clase: Simón Edurne
615 755 833 667 626 948
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Tema 1. El sistema eléctrico de potencia
Si tratamos de hacer una descripción del sistema eléctrico desde los puntos de producción de la energía hasta los de consumo, podemos considerar los siguientes escalones. 1º.- PRODUCCIÓN Se realiza en las centrales generadoras, entre las que podemos distinguir tres grupos fundamentales: - Hidráulicas - Térmicas (carbón, combustibles líquidos, gas) - Nucleares Además existen otros sistemas de producción de menor importancia como por ejemplo la energía solar, eólica, biomasa, etc. La energía se genera en los alternadores a tensiones de 3 a 36 kV e n corriente alterna. 2º.- ESTACIÓN ELEVADORA Dedicada a elevar la tensión desde el valor de generación hasta el de transporte a grandes distancias. Normalmente emplazadas en las proximidades de las centrales o en la central misma, elevan a tensiones de: 66 - 110- 132 - 220 - 380 kV. 3º.- RED DE TRANSPORTE Esta red, partiendo de las estaciones elevadoras, tiene alcance nacional, uniendo entre sí los grandes centros de interconexión del país y estos con los centros de consumo. Su misión es el transporte de potencias a grandes distancias. Las tensiones utilizadas en España son: 110 - 132 - 220 - 380 kV. Las mayores tensiones empleadas en el mundo son: 550 kV. (EE.UU y U.R.S.S.), 735 kV. (Canadá Y EE.UU.). En la actualidad existe una línea experimental en EE.UU de 1000 kV. Estas redes por su característica de interconexión son redes fundamentalmente malladas. 4º.- SUBESTACIONES DE TRANSFORMACIÓN (S.E.T.) Su misión es reducir la tensión del transporte e interconexión a tensiones de reparto y se encuentran emplazadas a la entrada de los grandes centros de consumo.
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5º.- REDES DE REPARTO Son redes que, partiendo de las subestaciones de transformación reparten la energía, normalmente mediante anillos que rodean los grandes centros de consumo hasta llegar a las estaciones transformadoras de distribución. Las tensiones utilizadas son: 25 - 30 - 45 - 66 - 110 - 132 kV. 6º.- ESTACIONES TRANSFORMADORAS DE DISTRIBUCIÓN (E.T.D.) Su misión es transformar la tensión desde el nivel de la red de reparto hasta el de la red de distribución en media tensión. Estas estaciones se encuentran normalmente intercaladas en los anillos formados en la red de reparto. 7º.- RED DE DISTRIBUCIÓN EN MEDIA TENSIÓN Son redes que, con una característica muy mallada, cubren la superficie del gran centro de consumo (población, gran industria, etc.) uniendo las estaciones transformadoras de distribución con los centros de transformación. Las tensiones empleadas son: 3 - 6 - 10 - 11 - 15 - 20 - 25 - 30 kV. 8º.- CENTROS DE TRANSFORMACIÓN (C.T.) Su misión es reducir la tensión de la red de distribución de media tensión al nivel de la red de distribución de baja tensión. Están emplazados en los centros de gravedad de todas las áreas de consumo. 9º.- RED DE DISTRIBUCIÓN DE BAJA TENSIÓN Son redes que, partiendo de los centros de transformación citados anteriormente, alimentan directamente los distintos receptores, constituyendo pues, el último escalón en la distribución de la energía eléctrica. Las tensiones utilizadas son: 220/127 V. y 380/220 V.
GENERACION
TRANSPORTE
BT , MT
MT , AT , MAT , UAT
DISTRIBUCION
BT , MT , AT
BT
Baja Tensión
Hasta 1.000 v (alterna y 1.500 v en continua ) 125 , 220 , 380 , 600 voltajes habituales
MT
Media Tensión
De 1 Kv a 36 Kv 3 , 6 , 10 , 20 Kv
AT
Alta Tensión
De 36 Kv a 132 Kv 36 , 45 , 132 , Kv
MAT
Muy Alta Tensión
De 132 a 400 Kv 220 , 400 Kv
UAT
Ultra Alta Tensión
De 400 a 700 Kv
Se entiende Tensión Nominal es decir entre fases El transporte nos interesa realizarlo a gran voltaje S = √ 3 U I, ya que si lo hacemos a gran intensidad, además de aumentar importantemente las pérdidas por efecto Joule P = 3 I2R habría que realizar los cables de gran sección aumentando su coste por la sección cable y por los elementos que lo sustentan. RED ELÉCTRICA pone a disposición de los agentes del mercado una red de transporte fiable, garantizando el acceso a esta red en condiciones de igualdad. Como operador del sistema, RED ELÉCTRICA garantiza el equilibrio entre la producción y el consumo de energía, asegurando la calidad del suministro eléctrico en cada lugar y en todo momento y aportando al sistema de mercado la seguridad y la liquidez que necesita. Su especialización garantiza su independencia y el uso de criterios no discriminatorios en el acceso de los agentes al mercado de electricidad.
U tensión Nominal es el valor eficaz entre 2 fases V tensión fase – tierra U= 3 V Tierra
f = 50 Hz
Si hay mucho desequilibrio entre oferta y demanda, puede variar la frecuencia y afecta a los equipos eléctricos
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Ciclo Trabajo PUNTA Hidráulicas Turbinas de gas 29.000 Mw
Ciclo de Trabajo INTERMEDIO Térmicas Ciclo Combinado Renovables 22.000 Mw
Ciclo de Trabajo BASE Térmicas Ciclo Combinado Nucleares
Clasificación de las centrales en función de la misión que desempeña dentro del sistema eléctrico. •
Base. Proporciona la energía de base que demanda de forma continuada.
•
Punta. Suministra energía en horas de mayor demanda.
•
Intermedios. Su producción varia a lo largo del día según demanda.
•
Reserva. Centrales preparadas para entrar en servicio en caso de déficit.
•
Socorro. Unidades móviles para cubrir la demanda en zonas aisladas.
• Acumulación o bombeo. Su función es equilibrar la curva base.
Pot. Demandada Ratio cobertura demanda = Pot. Instalada
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Hidráulica
38 %
16.579 MW
Carbón
26 %
11.565 MW
Fuel/Gas
19 %
8.214 MW
Nuclear
18 %
7.816 MW
Potencia Instalada
44.000 MW
CENTRALES DE GENERACION SUBSISTEMA DE PRODUCCIÓN – CENTRALES ELECTRICAS Aspectos a tener en cuenta en la clasificación de las centrales • Aspectos Económicos - Costes Fijos: La instalación y el personal son proporcionales a la potencia de la central. Se mide en
€/Kw año
- Costes Variables: El combustible. Se mide en €/Kwh
• Aspectos Técnicos - Disponibilidad de la Energía Primaria. Es la capacidad de abastecimiento de su energía. Viento,
combustible, agua, etc.
- Periodos de mantenimiento. En ellos hay que parar la central y no se produce. - Velocidad de variación de la carga. Debemos ajustarnos a la demanda. - Tiempo de arranque. Respuesta frente a la demanda. - Fiabilidad
• Medio – Ambientales - Impacto ambiental - Emisión de contaminantes
• Eficiencia Energética - Rendimiento
CLASIFICACION DE LAS CENTRALES • Energía Primaria - Hidráulicas - Térmicas
Combustibles Fósiles Nucleares - Renovables. Tienen incentivos por generar energía. Energía verde • Ciclo de trabajo - Base. Genera energía necesaria en todo momento. Zona por debajo de los 22.000 MW.
Térmicas y Nucleares
- Intermedio - Punta. Rápido arranque y gran velocidad de carga
• Grado de automatización - Manual. Nucleares y Térmicas - Automático. Tienen un centro de control para varias centrales. Hidráulicas, eólicas, etc.
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CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
Epotencial
Ecinetica
Emecanica
Eelectrica
Mediante presas, se embalsa el agua de la lluvia, se hace llegar desde cierta altura a unas turbinas hidráulicas que accionan los alternadores para producir corriente eléctrica. En el fondo de la presa se abren unas tuberías que canalizan el agua a presión empuja las palas de la turbina moviendo el eje del alternador. Siendo la potencia de una central proporcional al caudal utilizable (cantidad de agua por unidad de tiempo) y al desnivel (entre la central y la masa de agua que la alimenta), las centrales se instalan allí donde hay grandes ríos (central fluyente, en que la importancia del caudal compensa lo pequeño que suele ser el desnivel), cascadas, lagos (central de derivación, situada a un nivel inferior al del lugar donde se efectúa la toma de aguas, y hacia la cual se canaliza un caudal que puede ser bastante pequeño) y valles estrechos (central de acumulación, en que el desnivel resulta de construir un embalse artificial y el caudal depende de la regularidad del río). El corazón de toda central es la sala de máquinas, donde uno o más turboalternadores generan la fuerza electromotriz (suele ser de unos 20.000 V); cerca de la sala hay una estación transformadora para elevar la tensión de la corriente que se suministra a la red. Dependiendo de las características del caudal de agua disponible, se emplea uno de estos tres tipos de turbina: Pelton (con uno o más inyectores, para grandes saltos y pequemos caudales), Kaplan (pequeños saltos y grandes caudales) y Francis (saltos y caudales intermedios). El circuito recorrido por el agua consta de pequeñas presas, canales de alimentación o galerías perforadas bajo los lagos, en la central de derivación; de una gran presa con aliviaderos y tomas de agua, en la central de acumulación; y, en ambos casos, de cámaras de carga, tuberías forzadas, por donde se conduce el agua a presión a la sala de máquinas, y canales de descarga que devuelven el agua a baja presión al río. Mientras que la sala de máquinas puede estar a kilómetros de las cascadas y lagos que alimentan las centrales de derivación, en las de acumulación dicha instalación se halla en la misma presa. Existen dos tipos de presas según sea la técnica constructiva que se utilice: la de gravedad (muro macizo de tierra, piedra u hormigón, cuyo peso aguanta el empuje del agua) y la de bóveda (dique delgado de hormigón calculado para que el empuje del agua contra su cara convexa revierta sobre todo en las paredes de roca que forman el valle). En cuanto a sistemas de regulación, la central dispone de dos: la cámara de carga (compensa las variaciones bruscas de caudal y evita el golpe de ariete) y el regulador automático de la turbina. Este último, ajustando el caudal que llega a la turbina mediante válvulas o compuertas, mantiene fija la velocidad de rotación del eje, o la sube o baja lo justo para contrarrestar las fluctuaciones en sentido contrario del rotor del alternador (que tiende a girar más despacio o más rápido, según que haya respectivamente más o menos consumo en la red) y lograr, así, que la frecuencia de la corriente producida sea constante. CLASIFICACIÓN: • Normales. Un embalse y turbinamos agua que luego va al río • De bombeo. Son las flexibles, con 2 embalses. Turbinamos o bombeamos según convenga por la oferta ó demanda
de energía.
VENTAJAS Variación de la carga 500 %/min Velocidad de arranque 2 min No hay emisión de contaminantes Eficiencia energética 90 % DESVENTAJAS Es limitada la energía primaria No hay posibilidad de crecimiento, ya que todos los valles posibles están ocupados Gran impacto ambiental
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CENTRALES TERMICAS Transforman la energía química de los combustibles en energía eléctrica CLASIFICACION • En función del combustible Fósiles Nucleares • En función del -
sistema motor Turbina de vapor Turbina de gas Motores Diesel Ciclos Combinados. Emplean turbina de gas y los gases de escape se aprovechan para calentar agua y su vapor va a una turbina de vapor. - Cogeneración. Aprovechan la energía residual de los vapores de escape para calentar agua u otros usos
VENTAJAS Gran disponibilidad de la energía primaria DESVENTAJAS Emisión de contaminantes Bajas eficiencias energéticas
Potencias
Velocidad de variación
1.000 Mw
5 % / min
Turbina de Vapor
50 ÷ 600 Mw
3 ÷ 6 % / min
Turbina de Gas
10 ÷ 40 Mw
30 % / min
Nucleares
Motor Diesel
20 Mw
Ciclo Combinado
330 Mw
Cogeneración
10
Tiempo de arranque 1 h en caliente 24 h en frio 2 h en caliente 8 ÷ 12 h en frio 10 min
Eficiencia energética 33 % 33 ÷ 37 % 30 % 30 ÷ 40 %
10 ÷ 20 % / min
45 % 85 %
CENTRALES TERMICAS DE COMBUSTIBLES FOSILES Queman carbón, fuel oil, etc. Funcionan en ciclo base ó intermedio VENTAJAS Gran disponibilidad de la energía primaria DESVENTAJAS Emisión de contaminantes Bajas eficiencias energéticas Coste elevado del combustible y variabilidad La velocidad de variación de la carga es lenta Tiempos de arranque lentos
Turbina de vapor: La energía mecánica que mueve la turbina se produce por la expansión del vapor de alta presión procedente de una caldera convencional. Turbina de gas: Se quema combustible en un turbo-generador, cediendo parte de su energía para producir energía mecánica. Ciclo combinado: Los gases de salida de una turbina de gas se aprovechan para generar vapor y con otra turbina volvemos a generar energía eléctrica Cogeneración: Permite producir electricidad y calor en un solo proceso. Normalmente a base de gas natural en una turbina de gas, producimos electricidad y con los gases de escape (calor residual) enfriados transmitimos calor a un circuito de agua, antes de emitirlos a la atmósfera. El agua caliente sirve para procesos industriales, calefacción urbana, calefacción agrícola de invernaderos, etc. Es un sistema más eficaz de obtención de energía.
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CENTRALES TERMICAS DE CICLO COMBINADO Aprovechan los gases de salida de una turbina de gas para generar vapor y volver a turbinar Funcionan en ciclo base ó intermedio VENTAJAS Mejores rendimientos Mayor flexibilidad de funcionamiento Reducción en plazos de ejecución y costes de instalación DESVENTAJAS Emisión de contaminantes Coste elevado del combustible y variabilidad
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CENTRALES TERMINAS NUCLEARES Es un reactor nuclear el emisor de energía. Funciona siempre en base VENTAJAS No emite CO2 El coste de combustible es 1/4 a 1/6 del coste de los fósiles DESVENTAJAS Coste de la instalación 1/3 de la instalación se la lleva la seguridad (**) Genera residuos radiactivos (**)
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RENOVABLES CLASIFICACION: • Mini hidráulicas ( < 10 Mw ) con características parecidas a las hidráulicas • Solares - Heliotérmicas . Utilizan espejos De
Torre Central . De alta temperatura. De 10 a 30 Mw . Muchos espejos orientados a un punto y allí obtenemos energía térmica
Las instalaciones para el aprovechamiento solar a alta temperatura de cara a la producción de electricidad más extendidas son las centrales termoeléctricas de receptor central. Constan de una superficie de espejos (heliostatos) que reflejan la radiación solar y la concentran en un punto receptor transmitiendo un fluido (agua, sales fundidas, sodio, aire..) que circula por un circuito primario, este se calienta y es enviado a una caldera en la que convierte en vapor el fluido (generalmente agua) que circula por un circuito secundario, este a su vez pone en movimiento un grupo turbina-alternador produciendo energía eléctrica.
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De
Colectores Solares Distribuidos DCS . De baja temperatura. Es un cilindro parabólico y por el centro circula un fluido. Este fluido es calentado hasta 400ºC aproximadamente y bombeado a través de una serie de intercambiadores de calor para producir vapor sobrecalentado que alimenta una turbina convencional que genera electricidad. Alcanzan 200 Mw . Su tendencia es combinarlo con las de ciclo combinado
Estas instalaciones constan de un conjunto de colectores de concentración, generalmente de forma cilíndrico-parabólica que recogen la energía solar y la transmiten a un fluido (aceite térmico p.e.) en forma de calor. Este fluido se calienta y transporta dicha energía calorífica por medio de un circuito primario, hasta una caldera en donde es transferida a otro fluido que circula por un circuito secundario. Este fluido (generalmente agua) se convierte en vapor a gran temperatura y es enviado a un grupo turbina-alternador para generar energía eléctrica merced a un ciclo termodinámico convencional, o es utilizado para alimentar procesos industriales o sistemas de calefacción. Las instalaciones de este tipo aprovechan la energía solar a temperaturas comprendidas entre los 100º y 300ºC.
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De
Discos parabólicos . De alta temperatura. De parecido tipo, en su foco se coloca un motor Stirling, de 10 a 30 Mw. Tienen mucha proyección.
- Fotovoltaicas . Utilizan células fotovoltaicas. Se genera corriente continua que se transforma en alterna.
Son muy competitivas donde no llega la red eléctrica. Dependen de la radiación solar. Rendimientos del 20 % Plantas de mediana potencia de 3 a 5 Mw De tejado de 5 Mw
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• Eólicas . Aprovechan la fuerza del viento . Interesa que el viento sea constante. Velocidades del viento de 5 ÷ 15
m/seg. Un parque eólico puede llegar a 20 Mw. Un solo molino ó aerogenerador a 850 Kw VENTAJAS Rendimiento del 90 % DESVENTAJAS Depende del viento Impacto visual Mortandad de aves migratorias Generan activa pero consumen reactiva, que otros tienen que producir.
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S Aparente Q Reactiva
ϕ P Activa
• Biomasa . De 10 a 30 Mw - Utilización de residuos forestales, agrícolas e industriales orgánicos. - Cultivos energéticos, residuos ganaderos e industriales para generar biogás • • • • • • • • • • • • • • • • •
Leña → Madera para combustible
Caña de azúcar y otros → mediante fermentación → Etanol como combustible
Desperdicios orgánicos ó biomasa → mediante un digestor biológico → biogás como combustible
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• Residuos Sólidos Urbanos RSU
Incineración de los residuos sólidos urbanos con emisión de contaminantes.
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• Geotérmicas . Se aprovechan los géiseres • Maremotrices - Energía de las mareas - Energía de las olas - Energía del gradiente térmico del agua
AGENTES DEL SISTEMA ELECTRICO Generadores
Compañías privadas que generan a un precio de 2 ÷ 3 cent/Kwh
Operador del sistema
REE Se encarga de organizar la Red Eléctrica de España
Empresas Distribuidoras
Distribuye la energía eléctrica
Empresas comercializadoras comercializadoras
Venden al consumidor
Consumidores
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REDES ELECTRICAS Muy Alta Tensión Red Mallada
Tensión de Reparto Alta Tensión Anillo MEDIA TENSION
Media Tensión Muy Mallada
BAJA TENSIÓN Radiales
Las Redes de Transporte conectan grandes centros de generación con grandes centros de consumo. Trabajan en MAT y UAT. Normalmente son redes malladas TIPOS DE REDES E TRANSPORTE ♦ Redes de transporte ♦ Redes de Subestaciones ó Reparto ♦ Redes de distribución de MT ♦ Redes de distribución de BT
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CLASIFICACIÓN DE LAS REDES Podemos hacer una primera clasificación de las redes eléctricas según su disposición y modo de alimentación en los tres tipos siguientes. - Red radial o en antena. - Red en bucle o en anillo. - Red mallada.
En Baja Tensión En tensiones de reparto (Alta Tensión) En Muy Alta Tensión y Media Tensión
La red radial se caracteriza por la alimentación por uno solo de sus extremos transmitiendo la energía en forma radial a los receptores. Como ventajas resaltan su simplicidad y la facilidad que presentan para ser equipadas de protecciones selectivas. Como inconveniente su falta de garantía de servicio. El flujo de potencia siempre tiene el mismo sentido. Siempre va desde el extremo más cercano a la generación al más cercano a la carga. En el momento que hay un fallo se queda sin carga todo lo que va detrás.
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La red en bucle o en anillo se caracteriza por tener dos de sus extremos alimentados, quedando estos puntos intercalados en el anillo o bucle. Como ventaja fundamental podemos citar su seguridad de servicio y facilidad de mantenimiento, presentando el inconveniente de una mayor complejidad y sistemas de protección así mismo más complicados. La red mallada es el resultado de entrelazar anillos y líneas radiales formando mallas. Sus ventajas radican en la seguridad de servicio, flexibilidad de alimentación y facilidad de conservación y manutención. Sus inconvenientes, la mayor complejidad, extensiva a las protecciones y el rápido aumento de las potencias de cortocircuito. Si se rompe un elemento de la malla no hay interrupción del suministro. Hay otro camino. Cualquier nodo de la malla es accesible por 2 caminos diferentes. Es la que se usa en Alta Tensión, ya que afecta a un gran número de clientes Nos proporciona una máxima seguridad en el suministro y este grado de seguridad depende: ♦ ♦ ♦
Del grado de mallado Del nº de circuitos que unen los nodos El nº de fuentes de alimentación
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Tema 2. Subestaciones MISIONES Y ESQUEMAS
INTERRUPTOR : Es un aparato que tiene capacidad para cortar la intensidad. Normalmente va en serie con dos seccionadores. SECCIONADOR : No tiene capacidad de corte. Se abren cuando ya está cortada la línea. Abrimos los seccionadores como forma de seguridad para el operario. Es visible su corte TRAFO DE INTENSIDAD : Baja el nivel de intensidad. Para medir el nivel de intensidad, no hay amperímetro para medir la intensidad que circula, TRAFO DE TENSIÓN : Baja el nivel de tensión. No hay voltímetros para medir la tensión tan alta. SUBESTACIÓN : Es una agrupación de la aparamenta eléctrica necesaria y precisa para conectar, seccionar y alimentar varios sectores ó partes de la red. Aquí se hacen labores de control del sistema que son: ♦ ♦ ♦
De medida De vigilancia De protección
PARTES PRINCIPALES DE UNA SUBESTACION •
BARRAS : Son donde se conectan los circuitos eléctricos que llegan a la subestación.
•
CIRCUITOS : Están formados por interruptores, seccionadores y transformadores de medida.
•
SISTEMAS DE CONTROL : Asegura la explotación de la subestación
•
SISTEMA DE COMUNICACIONES : Interconecta subestaciones entre si y las dirige.
TIPOS DE SUBESTACIONES Según su función :
-
•
Elevadoras : Elevan la tensión de la generación hasta la alta tensión
•
De transporte y Distribución : Escalonan los niveles de tensión según por donde vayamos
•
De seccionamiento ó interconexión : Actúan como nodos en la red. Llega una línea y salen varias. Si también baja la tensión será también transformadora.
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Según los niveles de tensión que aguantan :
-
•
De 1ª categoría : tensiones > 66 Kv
•
De 2ª categoría : 30 ÷ 66 Kv
•
De 3ª categoría : 1 ÷ 30 Kv Según su solución ó tipo constructivo :
-
•
Intemperie : Al aire libre . De muy alta tensión
•
De interior : De Media y Baja tensión
FUNCIONES Generales : ♦ ♦ ♦
Seguridad Explotación Interconexión . Nodos
Detalladas : 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.
Interconecta los centros de producción con las redes de transporte Interconecta las redes de transporte entre compañías eléctricas y naciones Necesidad de seccionamiento y conexión de grandes redes de transporte Evitar grandes caídas de tensión en la red Minimizar o concentrar grandes potencias de cortocircuito Reparto óptimo y mejora de distribución de cargas Compensación de energías reactivas. Interesa que ϕ sea lo menor posible Compensación de efectos capacitivos en las grandes líneas de transporte. Normalmente hay fugas por la intensidad capacitiva. 9. Transformación de la tensión de explotación a valores óptimos 10. Elevar el suministro de energía a zonas industriales especiales. CONFIGURACIONES ELECTRICAS POSIBLES DE UNA SUBESTACIÓN 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.
SIMPLE BARRA BARRA PARTIDA (SECCIONADA , H) SIMPLE BARRA CON BY-PASS SIMPLE BARRA CON BARRA DE TRANSFERENCIA DOBLE BARRA DOBLE BARRA CON BY-PASS DOBLE BARRA CON BARRA DE TRANSFERENCIA INTERRUPTOR Y MEDIO DOBLE BARRA Y DOBLE INTERRUPTOR ANILLO
(AT , MT) (MT) (AT) (MT) (AT , MT)
Se queda sin tensión la línea
Nunca se queda sin tensión la línea
(AT) (AT) (MT)
Más usadas 1 – 3 – 5 – 8 – 10 CRITERIO Y SELECCIÓN A LA HORA DE ELEGIR LA CONFIGURACIÓN ♦ ♦ ♦ ♦ ♦
Según la calidad del servicio Según la fiabilidad Según la capacidad de explotación Según el mantenimiento Según las posibles futuras ampliaciones
Embarrado Conjunto de barras metálicas (una por fase), donde se conectan todos los elementos que están a un determinado nivel de tensión.
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SIMPLE BARRA En estas líneas se puede parar la línea. Estarán en líneas malladas. Ventajas : - Coste más bajo Inconvenientes : - Un fallo en las barras ó realizar el mantenimiento supone una parada de la subestación - La barra no puede ser ampliada sin desenergización - Conexión a cargas interrumpibles o con alimentación adicional - Se utiliza en redes malladas para que llegue la energía por otro camino si la paramos.
Suelen ir ahí transformadores de intensidad
En realidad son 3 barras en trifásica
BARRA PARTIDA •
BARRA SECCIONADA En la barra se coloca un seccionador Se para la subestación, se abre el seccionador y se vuelve a poner en marcha, una parte funciona, haciendo labores de reparación o mantenimiento en ella. Necesitamos más de un transformador de entrada, sino no nos vale para nada. -
•
BARRA CON PARTICION Es lo mismo pero con un interruptor Se puede desconectar sin parar la subestación Más fáciles las labores de mantenimiento Se acomete más de una línea en doble circuito -
•
r,s,t
nombre de los cables de trifásica
BARRA EN H Llegan líneas de doble circuito Normalmente la unión intermedia está abierta Cuando hay que realizar labores de mantenimiento, se corta y se da corriente por la parte intermedia. No hace falta poner interruptor en la zona del transformador Tienen gran flexibilidad y fiabilidad Se utilizan para transformar de AT a MT -
SIMPLE BARRA CON BY-PASS Se pueden hacer labores de mantenimiento en el interruptor, cerrando el otro seccionador Necesitamos dejar sin energía la barra -
PRINCIPAL
TRANSFERENCIA
29
SIMPLE BARRA CON TRANSFERENCIA No necesitamos dejar sin energía la barra Se utilizan en MT Si falla la barra principal falla toda la subestación -
La barra de transferencia se energiza para hacer el mantenimiento de los interruptores, ó cuando falle alguno de ellos.
DOBLE BARRA
B1
Las dos barras están en tensión constantemente Si hago labores de mantenimiento en el interruptor 1. Se quedará la línea sin tensión. Nos da la garantía de que cuando una barra falle tenemos la otra. Podemos hacer mantenimiento en una de ellas y seguir con la otra. En estas líneas necesitamos la continuidad del suministro. Es más seguro. Necesitamos garantizar el suministro y necesitamos un transformador para cada barra DOBLE BARRA CON BY-PASS
1 Sólo hay un momento sin tensión que es cuando abrimos el seccionador.
DOBLE BARRA CON TRANSFERENCIA
B1 B2
BT
Nunca se queda sin tensión
30
B2
2
DOBLE BARRA CON INTERRUPTOR Y MEDIO Por cada línea tenemos un interruptor y medio (1,5 interruptores) El interruptor central normalmente abierto Ventajas : -
Inconvenientes : -
Más fiabilidad y seguridad Cada barra puede ponerse fuera de servicio en cualquier momento para su mantenimiento Una falta en barras no deja fuera de servicio ningún circuito de alimentación Interruptor y medio por circuito, más caro, más mantenimiento La protección es complicada puesto que el interruptor central debe reaccionar en cualquiera de sus circuitos asociados El interruptor central necesita un control complicado
DOBLE BARRA – DOBLE INTERRUPTOR Ventajas : -
Inconvenientes : -
Cada circuito tiene asociados dos interruptores Alimentación desde cualquiera de las dos barras Mantenimiento del interruptor sin interrumpir servicio Es más caro Cuantos más interruptores, más mantenimiento
ANILLO Se emplea para transformaciones a media tensión Ventajas : -
Inconvenientes : -
Bajo coste No es necesario interrumpir carga durante el mantenimiento del interruptor Necesita un solo interruptor por circuito ó línea Cada circuito se alimenta por dos interruptores Se pueden hacer labores de mantenimiento sin dejar las líneas fuera de servicio. El control de los relés de protección y reenganche es complejo Ocupa más espacio. Sus estaciones son mayores
31
32
APARAMENTA La aparamenta eléctrica son todos los aparatos y dispositivos que se encuentran en una red eléctrica y que realizan labores de maniobra, control, regulación, seguridad y canalización. Todos los dispositivos de generación, transformación, transporte y utilización de la energía eléctrica NO serían aparamenta. Las funciones que realizan son : •
De Control
•
De Protección
Clasificación y criterios : •
Según la función que desempeñan : Seccionadores De maniobra y corte Interru tores De protección De medida De regulación De control Bobinas de reactancia y condensadores -
Trafo de tensión Trafo de intensidad
•
Según la tensión a la que trabajan : Baja tensión Media tensión Alta tensión MAT Muy alta tensión -
•
Según el emplazamiento : De intemperie. Normalmente los aparatos que trabajan en alta tensión De interior -
•
Según la protección : Protegidos (ó abiertos) No protegidos -
•
Según su situación : Instalaciones domésticas Instalaciones industriales Redes eléctricas -
Características : •
Tensión Nominal : Es la tensión normal de funcionamiento. Tensión de funcionamiento en condiciones normales.
•
Tensión Nominal más elevada : Máxima tensión que es capaz de aguantar el aparato en funcionamiento normal. Un 20 % mayor que la nominal. En el sistema de potencia hay sobretensiones por la oferta y la demanda.
•
Corriente Nominal : Corriente capaz de soportar el aparato en condiciones nominales de servicio e indefinidamente.
•
Nivel de aislamiento : Aptitud de los aparatos para soportar: - Sobretensiones a frecuencia industrial - Sobretensiones de origen atmosférico : Rayos - Sobretensiones de maniobra: Cierre de un interruptor da lugar a un régimen transitorio. El nivel de aislamiento se mide a través de ensayos: 1. Ensayo a la frecuencia industrial 2. Ensayo de impulso tipo rayo 3. Ensayo de impulso tipo maniobra
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PROBLEMAS FUNDAMENTALES DEBIDO A LAS SOBRETENSIONES Y SOBREINTESIDADES
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1.
Calentamiento . Pérdidas por efecto Joule, podrían fundir los conductores. También por arco eléctrico.
2.
Aislamiento . Es la aptitud para soportar las sobretensiones y sobreintensidades. Define el progreso estos aparatos.
3.
Esfuerzo mecánico . Por fuerzas electrodinámicas. Los bobinados producen fuerzas electromagnéticas. Por esfuerzos debidos a dilataciones . Debido al calentamiento puede haber importantes dilataciones. Variaciones invierno / verano. Por esfuerzos por resonancia . El material no debe tener la misma frecuencia que la frecuencia de pulsación de la onda.
APARAMENTA DE MANIOBRA Y CORTE Características Generales: Son aparatos destinados a la conexión y desconexión de energía eléctrica Funciones : • • •
Garantía de suministro : Garantiza un servicio continuo a los consumidores en condiciones normales Permitir la maniobra : Para labores de mantenimiento y para conexión de circuitos alternativos Labores de protección
Tipos de aparamenta de maniobra y corte • •
Seccionadores Interruptores Interruptores Interruptores Seccionadores Interruptores automáticos ó disyuntores -
SECCIONADORES • • • •
Permiten aislar tramos de circuito de forma visible Permiten maniobrar en vacío No pueden trabajar con carga, aunque algunos si con intensidades pequeñas. Tienen que ser capaces de soportar : Corrientes nominales en funcionamiento normal Sobreintensidades, si se producen debido a posibles fallos en otros puntos de la línea Corrientes de cortocircuito. Cuando se produce un corte ó falta en la red (a tierra), la intensidad se dispara y los seccionadores deben de poder aguantar durante un tiempo. Cuando pasa esto hay medidores de intensidad (trafos de intensidad) que mandan a un relé actuar sobre un interruptor. Durante ese tiempo debe aguantar el seccionador.
INTERRUPTORES INTERRUPTORES • •
•
Son aparatos mecánicos de corte. Su función es cortar. Tienen que ser capaces de soportar: Corrientes nominales en funcionamiento normal Sobreintensidades, si se producen debido a posibles fallos en otros puntos de la línea Corrientes de cortocircuito. Cuando se produce un corte ó falta en la red (a tierra) El operario da la orden desde un centro de control
INTERRUPTORES – SECCIONADORES Es un interruptor como el anterior, pero la apertura de los seccionadores es visible. Van integrados el interruptor con los seccionadores. INTERRUPTOR AUTOMATICO Mide automáticamente la intensidad y manda automáticamente orden de apertura. Vamos a suponer que son así de ahora en adelante. Son los más usados. CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LA APARAMENTA DE MANIOBRA Y CORTE 1. Poder de ruptura y corte . Poder de desconexión. Es el valor eficaz máximo de corriente que puede cortar un interruptor con toda seguridad, y con sólo un ligero deterioro de sus contactos, trabajando a tensión normal. IN = IMAX / √2 . Se mide en KA (KiloAmperios) 2. Poder de desconexión nominal. Es el valor instantáneo máximo que puede alcanzar la corriente de cortocircuito en el momento de cierre de un interruptor, con todas las garantías de seguridad. 3. Corriente de corta duración admisible . Es el valor máximo de corriente que puede soportar el aparato durante un tiempo específico. 4. Secuencia de maniobra . Es la sucesión de maniobras de apertura y cierre en condiciones de cortocircuito que el aparato es capaz de soportar sin deterioro apreciable. 5. Intensidad límite térmica . Valor máximo de corriente (intensidad) a partir del cual los esfuerzos térmicos adicionales ocasionados en el aparato no resultan admisibles para el mismo. 6. Intensidad límite dinámica . Valor máximo de corriente (intensidad) a partir del cual los esfuerzos electrodinámicos debidos a los campos magnéticos ocasionados en el aparato no resultan admisibles para el mismo. ARCO ELECTRICO En la maniobra de apertura de un interruptor al iniciarse el despegue de los contactos la ligera capa del medio extintor que se opone entre ellos es atravesada por la corriente, lo que determina una elevación rapidísima de la 35
temperatura en los contactos, que origina la aparición de vapores metálicos. El medio que rodea el arco sufre un violento calentamiento que origina igualmente su descomposición, pasando a ser conductor. Se forma una columna gaseosa que debido a la alta temperatura se convierte en conductora. La conductividad se produce por termoionización y la columna gaseosa fuertemente ionizada se convierte en plasma. El arco eléctrico se manifiesta como una columna gaseosa incandescente, según una trayectoria más o menos rectilínea entre los electrodos que pueden alcanzar temperaturas del orden de 5.000 a 10.000 ºC. Con el arco se va produciendo un desgaste de los contactos con las temperaturas elevadas. La termoionización hace que se realice una columna gaseosa conductora que se transforma en plasma. Tenemos una columna gaseosa incandescente. Son extremadamente móviles. Se mueven con corrientes de aire y con campos magnéticos. Cuanto más largo sea el arco eléctrico mayor será la resistencia y mayor será la corriente entre electrodos y cuando sea mucho se cortará. Se ceban con cualquier elemento metálico cercano que no esté aislado. Por ello, todo debe estar derivado a tierra. Cualquier problema de ruptura en un circuito eléctrico es un problema de arco eléctrico.
( en el arco ) U a = a + α L
36
a = UA + UC
L = Long. del arco
α = caida de tensión / L
•
Tensión de reencendido ⇒ Ur Es la tensión entre electrodos necesaria para reencender el arco al extinguirse éste por el paso natural de la corriente por cero. El arco eléctrico pasa por cero al ser alterno f = 50 Hz, si pudiéramos lo haríamos en 0, sería un interruptor ideal, lo debería hacer en 0,1 ms y actualmente es imposible, los más rápidos de hoy día son de 20 ms, los normales tardan 4 ciclos
•
Tensión permanente del arco ⇒ Ua Es la tensión entre electrodos durante el tiempo de permanencia estable del arco. Energía desarrollada por el arco.
•
Tensión de extinción ⇒ Ue Es el pico de la tensión del arco que se tiene al aproximarse la intensidad a su valor nulo.
FORMAS DE EXTINGUIRLO a) Aumentando la tensión entre bornes, con ello alargamos el arco. Se emplea en BT y cc. b) Conseguir una rápida desionización del medio. Se emplea en MT y AT. Normalmente ambos métodos se combinan.
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38
SECCIONADORES CARACTERÍSTICAS : • No poseen capacidad de corte. No se pueden desconectar en carga. • Su corte es visible • Son aparatos lentos. Actúan por telemando, no funcionan automáticamente (por relés), es el operario el
que lo abre o manda abrir.
• Se colocan en serie con el interruptor, uno antes y otro después.
FUNCIONAMIENTO : • Apertura . Primero funciona el interruptor y luego los seccionadores. • Cierre . Primero cerramos los seccionadores y luego actuamos sobre el interruptor.
El caso de varias líneas : Desconexión de la zona de menor tensión a la zona de mayor tensión. Conexión de las de mayor tensión a las de menor. CLASIFICACIÓN : • De cuchillas . Se utilizan en MT . Pueden ser de interior y de exterior. Pueden cortar las corrientes de fuga,
capacitivas, etc. del orden de 10 A Cuchillas giratorias . Son de constitución sencilla con : Base (metálica) Aisladores (porcelana) Contacto fijo (pinza) Contacto móvil (cuchilla)
-
Cuchillas deslizantes . Lo utilizamos por razones de espacio . Tienen un 70 % menos de capacidad de corte
39
• De columna giratoria . Son siempre a la intemperie, en el exterior y se utilizan para tensiones > 30 Kv De columna central . Tiene una columna central que -
evita el contacto al girar . Se utilizan para tensiones del orden de 45 ÷ 400 Kv y 630 ÷ 1.350 A
Seccionador de columna central con el seccionador abierto. Están las 3 fases.
40
-
Dos columnas . Hasta 110 Kv y de 800 ÷ 2.000 A
Cuchilla de puesta a tierra
Las cuchillas de puesta a tierra no están conectadas, ahora deberían subir
Seccionadores de 2 columnas uno abierto y otro cerrado
41
• De pantógrafo . De 132 ÷ 400 Kv y 800 ÷ 1.600 A. Conexión directa entre líneas y embarrados (barras). Se
usan cuando tenemos problemas de espacio.
PARTES: 1. Barra superior del seccionador 2. Mecanismo 3. Aislador soporte 4. Columna giratoria 5. Contacto 6. Trapecio 7. Conexión inferior 8. Tubo de acoplamiento 9. Mando 10. Soporte
Abierto
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Cerrado
MANDO DE SECCIONADORES . MECANISMOS QUE LOS ACTIVAN Deben asegurar la posición tanto de apertura como de cierre . Deben ser robustos. 1.
Por Pértiga
2.
Mecanismo a distancia
3.
a.
Mecanismo de biela – manivela
b.
Árbol y transmisión
c.
Cadena de Galle y piñones
Servomotor a.
Motor eléctrico con reducción
b.
Grupo motor – bomba (hidráulico)
c.
Grupo motor – compresor (neumático)
1 y 2 en MT y 3 con los seccionadores de columnas giratorias y pantógrafos.
43
44
INTERRUPTORES Tienen capacidad de corte. Son los encargados de extinguir el arco eléctrico. Van en serie con los seccionadores. Si fuera posible cortar la tensión cuando pasa por cero, sería un interruptor ideal. Actualmente es imposible, luego hay que hacerlo a través del arco eléctrico. PROCESO DE CORTE FASE 1. Separación de contactos y formación del arco eléctrico. FASE 2. Extinción del arco eléctrico FASE 3. Reforzamiento dieléctrico del medio. Conseguimos que el medio sea suficientemente aislante para que no vuelva a saltar el arco eléctrico. METODOS PARA LA EXTINCIÓN DEL ARCO ELECTRICO Estamos intentando pasar de una resistencia prácticamente nula a una prácticamente infinita, en un espacio muy corto de tiempo. Esto supone un gasto de energía muy grande. En el caso ideal, el gasto sería mínimo al pillar a la tensión en 0. 1.
Desionización del medio
2.
Aumento de tensión entre bornes (alargamos el arco).
En función del medio donde se produzca el arco puede ser:
DIELECTRICO: Cuerpo mal conductor de la electricidad, como el ámbar, vidrio, mica, sustancias cerámicas, parafina, aceite, aire seco, etc. Se usan para la fabricación de condensadores.
a.
Ruptura en aire
b.
Ruptura en aceite
c.
Ruptura en vacío ó ruptura en aire comprimido
d.
Ruptura en SF6 (Exafluoruro de azufre). Es el mayor aislante gaseoso que se conoce.
e.
Ruptura estática (a través de semiconductores)
45
A) RUPTURA EN AIRE El medio extintor es el aire atmosférico, que tiene una rigidez dieléctrica (nos da idea del aislante) a 1 atm. Y 25 ºC de 30 Kv/cm Es la máxima tensión que puede aguantar sin que se produzca descarga eléctrica. Se usa en MT, en redes rurales y centros de transformación Principio en que se basa: Busca la desionización natural de los gases por la acción refrigerante del aire, esto favorecido por el alargamiento del arco (en todas las técnicas favorece). El frío favorece la desionización Ventajas : ♦ El aire mantiene sus propiedades dieléctricas ♦ Tiene una alta constante de ionización ♦ Se renueva constantemente ♦ No cuesta nada Inconvenientes: ♦ En el momento de la ruptura del arco se produce una alta energía disipada y resulta caro. ♦ Se necesitan cámaras de corte de tamaño grande. Se necesita mucho volumen de aire. ♦ La distancia entre los aislamientos debe ser elevada. TIPOS: 1. Alargamiento del mismo . Buscamos aumentar la resistencia, que es proporcional a la longitud 2. Confinamiento del arco . Conducimos el arco a una cámara donde aumenta la presión, aumenta la tensión necesaria para que el arco no se mantenga . 3. Enfriamiento . Bajamos la temperatura y por tanto la tensión para mantener la ionización de los gases sería mayor. 4. División . Se divide en pequeños arcos en serie, aumentamos la tensión necesaria. En función de cómo se combinen puede ser: a) Ruptura brusca en aire . Se basa en la desionización de los gases por enfriamiento. Fue la primera en utilizarse. Necesita una velocidad de apertura de contactos muy elevada, sin embargo, el proceso en conjunto es lento, ya que el mecanismo de apertura se realiza cargando unos muelles para realizar el disparo. La velocidad de carga de los muelles es lenta. Se emplea para protección de transformadores de distribución rurales en BT y MT b) Soplado magnético Consiste en alargar el arco por la acción de un campo magnético. Se pone en serie una bobina con los contactos, al pasar la corriente por la bobina, se genera un campo magnético y el arco también genera un campo magnético y ambos se repelen, y empuja el arco, produciéndose su alargamiento. Durante este soplado suele haber en los contactos unos cuernos de soplado por donde va el arco hasta la cámara de extinción. Los cuernos de soplado suelen ser de cobre. La cámara de extinción es aislante, con material refractario y gran absorción de calor. Ventajas: - Robustez . Es muy seguro. - Facilidad de mantenimiento. - Permite un elevado nº de maniobras - Produce una mayor seguridad el confinamiento del arco. Inconvenientes: - Si lo queremos utilizar en AT, sus proporciones serían desmesuradas, sólo se usa en MT y BT. - No se usa en corriente continua. - El campo magnético es 0 también cuando pasa la tensión por 0, disminuyendo en ese instante el empuje. c) Autoformación gases extintores Consiste en laminar el arco entre 2 placas gasógenas (suelen ser resina de urea), las placas se descomponen formándose gases que absorben el calor del arco y aumentan la presión del medio. Este aumento de presión favorece la apertura de los contactos, se utiliza hasta 24 Kv y admite hasta 200 MVA. No precisa de sistemas auxiliares, por lo que el mantenimiento es mínimo. d) Soplado autoneumático Consiste en un soplado longitudinal del arco con aire comprimido. Cilindro con pistones y aire comprimido, que sale a gran velocidad y presión. Se utiliza hasta 24 Kv y 1 KA. Se pone en serie con fusibles de ruptura por la poca intensidad que admiten.
Dibujo de soplado autoneumático
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B) RUPTURA EN ACEITE El medio extintor es el aceite mineral. Necesitamos cortar tensiones mayores y las de aire no son suficientes, ya que necesitan espacios muy grandes. La rigidez dieléctrica es d 125 Kv/cm en aceite nuevo y en usado 90 Kv/cm. Es muy sensible a la humedad, por lo que hay que tenerlo aislado de la humedad. Peso específico 0,85 ÷ 0,95 gr/cm3 Punto inflamación 140 ÷ 180 ºC Se descompone el aceite y se evapora produciendo gases a base de absorber una gran energía que hace que disminuya la temperatura del medio, luego enfriamos el arco. Los gases producto de la descomposición son: - Hidrógeno (70 %) - Metano (10%) - Etileno (20%) - Carbón libre El agente extintor importante es el hidrógeno con una gran conductividad térmica y baja constante de desionización, por lo que es un excelente agente extintor. Los contactos están en una cuba de aceite cerrada con unos orificios para que no aumente la presión de forma peligrosa y explote la cuba. Para aumentar la capacidad de ruptura del arco necesitamos aumentar la longitud del arco y aumentar la energía, aumenta la vaporización de aceite en la bolsa de gases, aumenta la presión y aumenta el tamaño de la cuba. Se utiliza una cámara de ruptura. Es una cámara aislante, que resiste altas presiones y tiene una abertura para el paso del vástago móvil (borna) con esta vástago sale de la cámara y arrastra partículas de aceite y gases. Las partículas de aceite chocan contra el vástago enfriándolo y alargándolo, favoreciendo la ruptura del arco. Los interruptores en aceite se clasifican en : Ruptura libre . Hasta 2.500 MVA y 50 KA. No utilizan cámara de ruptura. Pequeño volumen de aceite. La cámara de ruptura está en el interior de unos pequeños tubos aislantes y disminuimos el volumen hasta en 20 veces. El aceite no actúa de aislante, sólo como medio extintor. Ruptura controlada . Utiliza cámara de ruptura. De gran volumen de aceite . Gran capacidad de ruptura. Ventajas: ♦ Es mejor aislante ♦ La separación necesaria entre contactos es menor. Inconvenientes: ♦ Inflamabilidad del aceite ♦ Riesgo de explosión, por los gases producidos. Esto nos lleva a un gran mantenimiento. ♦ No son aptos para corriente continua. C) RUPTURA EN AIRE COMPRIMIDO Esta técnica se desarrolló por la explosión de muchos interruptores de aceite. Consiste en soplar el arco con aire a una alta presión, mediante la apertura de una válvula. Rigidez dieléctrica : 10 bar 90 Kv/cm Aire atmosférico : 1 atm y 25 ºC 20 bar 135 Kv/cm
30 Kv/cm
Suelen tener cámaras de extinción, y suele haber varias en serie : Cámaras de extinción Tensión
2
4
80 Kv
6
150 Kv 220 Kv
Cuantas más cámaras, podemos trabajar con mayor tensión MT Presiones
10 – 14 b
MAT 30 – 50 bar
Es fundamental la presión y las cámaras en este interruptor VENTAJAS: ♦ El aire cuesta poco ♦ Son de operación rápida ♦ Hay pocas probabilidades de incendio ♦ Tenemos 2 parámetros ( presión y nº de cámaras) para trabajar a varias rupturas. ♦ Para arcos cortos se suele conseguir la ruptura del arco en el primer paso de la corriente por cero. INCONVENIENTES: ♦ Trabajamos a presiones altas y lleva riesgo de explosión ♦ Necesitamos equipo exterior para comprimir el aire, esto lleva a gastos de mantenimiento y problemas de espacio.
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♦ Mientras la apertura el gas debe ser ventilado, tras la ruptura del arco, son cámaras cerradas. ♦ Son ruidosos ♦ Tienen menos rigidez dieléctrrica frente al SF6
D) RUPTURA EN SF6 Utilizan SF6. Es un gas sintético, no se encuentra en la naturaleza. Se obtiene en laboratorio. Es un octaedro de enlaces covalentes. No es inflamable y no tóxico, inodoro, incoloro, muy estable y a temperaturas inferiores a 500 ºC no ataca a otros materiales (corrosión, acidez, etc.) A partir de 500 ºC se descompone. Es conductor del calor y no es conductor de la electricidad. Coeficiente de transmisión de calor a 1 atm 1,6 veces la del aire a 2 atm 2,5 veces la del aire Rigidez dieléctrica a 1 atm 3 veces la del aire (30 Kv/cm) El aire queda encerrado por un estrecho conducto que es conductor y se haya envuelto por una corona de gas que no es conductora de la electricidad, pero si del calor. El gas contenido en el interior de la cámara de ruptura es empujado a una presión considerable con la acción de los pistones. El choro de gas enfría y estira el arco interrumpiéndolo. Se regenera rápidamente el medio. VENTAJAS ♦ Gran evacuador del calor ♦ Permite una disociación perfectamente reversible sin pérdida de gas ♦ Es el mejor gas extintor conocido ♦ Los contactos apenas se desgastan por este sistema, lo que permite una gran vida del interruptor ♦ Una rápida regeneración dieléctrica del medio, lo que hace que su construcción sea simple ♦ Un gran rango de aplicaciones, desbancando al resto de los interruptores
El contacto inferior baja, se forma el arco eléctrico, los pistones quietos empujan el SF 6 hacia arriba, actuando de soplado del arco. E) RUPTURA EN VACIO Utilizan cámaras de ruptura aislantes que mantienen el vacío permanentemente, del orden de 10 -6 y 10-7 mm Hg y proporcionan unas rigideces dieléctricas de 199 Kv/cm. No tenemos medio extintor, es el vacío. Se producen vapores metálicos y éstos soportan el arco. No hay moléculas de gas ionizado. Llevan incorporados unas placas especiales para condensar los vapores metálicos, obteniendo una regeneración rápida del medio, volviendo a las condiciones iniciales, evitando que se reencienda el arco. VENTAJAS: ♦ Nos garantizan el aislamiento en la interrupción del arco ♦ La extinción suele ser rápida del orden de 15 ms ♦ Tiene una gran rigidez dieléctrica ♦ Rápida desionización del medio, de los vapores ♦ La separación entre contactos para cortar entre 15 y 25 mm ♦ Permiten desconexiones rápidas y repetitivas. No hay desgaste entre contactos ♦ Larga vida útil ♦ De construcción simple ♦ Se aplica en centros de distribución DESVENTAJAS: ♦ Rango pequeño de aplicación < 50 Kv, por sobretensiones grandes ♦ Si se pierde el vacío en la cámara de extinción, pueden reventar
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F) RUPTURA ESTATICA O DE SEMICONDUCTORES Utiliza diodos semiconductores Los semiconductores tienen poca resistencia en el ciclo positivo y casi infinita al invertirse la polaridad. Aquí no hay separación de contactos. No hay arco eléctrico, están permanentemente en contacto Al paso de la corriente por 0 cambia la polaridad y R se hace casi infinita. VENTAJAS: ♦ Serían rupturas ideales. No hay sobretensiones de maniobra. ♦ No tenemos problemas de desgaste ♦ El consumo de energía es muy pequeño para realizar la ruptura. INCONVENIENTES: ♦ Son incapaces de soportar fuertes sobrecargas, incluso en breves tiempos ♦ Actualmente están en investigación
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50
TRANSFORMADORES DE MEDIDA Y PROTECCIÓN Su función está destinada a alimentar los instrumentos de medida. Si quiero saber la intensidad de la fase R, no podemos poner un amperímetro, no resistiría, por lo que reducimos la tensión y la intensidad con los transformadores transformadores de medida y protección
R Transformador de Intensidad En serie con el circuito
Transformador de Tensión En paralelo con el circuito
U = 380
S V
A
V
W
Circuito para medir fase-tierra V U =√3 V
Watímetro mide potencias S = √3 U IL
Reduce a valores proporcionales menores: 500 A 5A y éstos si son admisibles para el amperímetro. Con los de tensión pasa igual. Un transformador está compuesto por un bobinado primario y uno secundario. En el primario tendríamos la línea y en el secundario medimos Los aparatos nos deben dar protección a los operarios que miden los valores. Se toman medidas y con seguridad. TRANSFORMADOR : Un núcleo magnético se activa al pasar corriente por el primario, en el secundario aparece una corriente inducida (espira del secundario)
Precisión del aparato ó clase El error que se introduce entre el valor real del primario y lo que mide en el secundario (error en el transformador) TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD Son para medir intensidades. Reduce los valores a otros proporcionales menores. N 1.I1 = N2.I2 El bobinado del primario tiene muchas menos espiras que el del secundario, ya que queremos disminuir la intensidad. El núcleo tiene forma toroidal. La sección de las espiras del primario será mayor que las del secundario. El primario se coloca en serie con el circuito de la intensidad que se quiere medir. Podemos tener varias salidas del primario 1 ó 2 ó 4 secciones, en función de cómo trabajemos con ellas, podemos admitir varias intensidades, si las pongo en serie o en paralelo, en serie menos intensidad puedo aguantar y en paralelo más. Esto nos da versatilidad a la hora de trabajar con ellos. En el secundario también puedo tener varias salidas, pero debería tener otro núcleo magnético y el primario abrazaría los dos núcleos. No pueden trabajar nunca con el circuito abierto N1.I1 = N2.I2 El transformador se puede
quemar. Amperímetro Pueden ser :
R≈0 ♦ ♦
Voltímetro
R≈∝
De medida De protección 51
TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD PARA MEDIR Están diseñados para estar conectados con aparatos de medida o contadores y se les exige una gran precisión. Miden intensidades en un rango cercano a la intensidad nominal. Por el primario circula la intensidad nominal Tienen una gran clase de precisión que nos marca el rango de error que se permite en el transformador, para una carga nominal de 25% a 100% Carga de precisión es la máxima potencia por el secundario de forma que el transformador siga manteniendo las características indicadas en la placa de características, medido en VA Error de fase, es el desfase entre la intensidad del primario y la del secundario, medido en minutos. Si estamos trabajando a valores mayores de 120% de intensidad, estaremos trabajando en la gama extendida.
TRANSFORMADORES DE INTENSIDAD PARA PROTECCIÓN Se utilizan para alimentar relés de protección (miden intensidades y si es muy elevada, salta dando una alarma o respuesta). Está diseñado el primario para soportar intensidades superiores a la nominal. No se les exige la precisión tanto como a los de medida. Podemos tener en un mismo aparato de medida y protección, pero son independientes sus bobinados. Primarios de 10 a 75 A Secundario de 1 a 5 A Se define el error compuesto:
εc (%) =
100
1
IP
T
Kn = I1 / I2 Relación de transformación
T
∫ 0
(Kn.is –
ip)2 . dt
Es el valor eficaz de la diferencia integrada de la intensidad instantánea de la relación de transformación entre el primario y el secundario El error compuesto nos va a definir la precisión de los transformadores de protección. 100 / 5
15 VA
Relación de transformación 100 A en primario y 5 A en secundario
Carga de precisión
Máxima potencia en el secundario sin estropearse
52
5 P 20 Clase de precisión para un valor 20 veces la intensidad nominal del primario 100 x 20, y se nos permite un error compuesto máximo del 5 %
is e ip valores de la intensidad instantánea del primario y del secundario.
TRANSFORMADORES DE TENSIÓN Queremos reducir la tensión del primario a un valor proporcional y medible en el secundario. La tensión en el primario y el nº de espiras son mayores que en el secundario. Conectamos el transformador en el primario entre los bornes que queremos medir. Su núcleo es rectangular. Si queremos 2 salidas por el secundario, bobinariamos la otra sobre el mismo núcleo magnético.
TRANSFORMADORES DE TENSIÓN DE MEDIDA Con iguales funciones que en el caso de la intensidad El error de tensión en % Límite de tensión entre los que se tiene que mantener la precisión entre el 80% y el 120% de la tensión nominal, para cargas entre el 25 y 100% de la carga nominal.
PARA MEDIDA
53
TRANSFORMADORES DE TENSIÓN DE PROTECCIÓN La clase de precisión se expresa 3P y 6P, e indican el % de error al trabajar al 5% de la tensión nominal. 3P Quiere decir que se permite un error en la tensión del 3% al trabajar al 5% de la tensión nominal Los de tensión no pueden trabajar nunca con el secundario en cortocircuito, se puede quemar el transformador, suelen aguantar 1 seg. TRANSFORMADORES DE TENSIÓN CAPACITIVA Son transformadores formados por un divididor capacitivo de un elemento electromagnético. El divisor capacitivo está compuesto por 2 condensadores conectados en serie. Entre los dos se conecta una bobina y V obtenemos el transformador de tensión inductivo. El conjunto es el TTC Se utilizan para tensiones nominales > 72,5 Kv Miden tensiones fase-tierra Su respuesta en régimen transitorio no es tan rápida como la de los transformadores inductivos
54
V
PLACA DE CARACTERÍSTICAS DE UN TRANSFORMADOR DE INTENSIDAD
Fabricante
Lo marca el fabricante 400 en el primario y 3 salidas en el secundario 5 / 1 / 5 Intensidad nominal del primario Como se denominan entrada y salida del primario, los bornes Intensidad nominal del secundario Terminales del secundario, su nomenclatura Carga de precisión en VA en las 3 salidas del secundario Clase de precisión 0,5 es de medida según la tabla, los otros 2 es el error compuesto, son de protección. Para un valor de la tensión 10 veces la nominal nos permite un error del 10% máximo Hasta que porcentaje de la intensidad se han realizado las pruebas o mediciones. Frecuencia a la que está preparado
Idyn Intensidad límite dinámica. Máximo valor de cresta de la primera amplitud de la intensidad que puede soportar el transformador trabajando con el secundario en cortocircuito.
SEÑALIZACION
Ith Intensidad límite técnica. Es el valor eficaz más elevado de la intensidad del primario que puede soportar el transformador por efecto Joule durante 1 seg. y trabajando con el secundario en cortocircuito.
7,2 tensión más elevada, 20 tensión soportada asignada al transformador de corta duración a la frecuencia industrial, 60 tensión soportada asignada al transformador de corta duración para un impulso tipo rayo.
Ejemplo: 100/5 15 VA 5P20
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PLACA DE CARACTERÍSTICAS DE UN TRANSFORMADOR DE TENSION
Fabricante
Lo marca el fabricante
Tensión simple del primario Tensión del secundario Tensión nominal del primario Terminales del primario: A-N fase-tierra A-B entre fases Tensión del secundario Terminales del secundario Carga de precisión en voltamperios Clase de Precisión: 1 de medida, 3P de protección RYF Factor de tensión asignado. Puede aguantar 1,9 veces la tensión nominal durante 8 horas. Es característica de puesta a tierra
SERVICIOS AUXILIARES DE UNA SUBESTACIÓN (SSAA) Son todos aquellos sistemas encargados de alimentar los elementos de control de una subestación. Son sistemas en Baja Tensión y pueden trabajar en corriente alterna y en corriente contínua. Se les denomina auxiliares, pero son básicos, sin ellos la subestación no puede funcionar. En corriente alterna 380/220 v En corriente continua 220 ó 110 v Los sistemas de comunicaciones en corriente continua de 48 ó 24 v. Y tiene un sistema aparte del resto. Elementos típicos : 1º - Motores de Organos de Control. Podrían ser los motores que comprimen los muelles de un interruptor en la ruptura brusca en aire (corriente continua). Los motores para la compresión del aire en la ruptura con aire comprimido (corriente alterna) 2º - Equipos de Refrigeración de Transformadores Refrigeración de transformadores en corriente alterna 3º - Equipos de calefacción. En corriente alterna 4º - Cargadores de baterias . En corriente alterna 5º - Equipos de protección. En corriente contínua 6º - Equipos de protección de la red ó equipos de automatismos. Alimentación de relés. En corriente continua. 7º - Sistemas de Control. En corriente continua. 8º - Señalización y alarmas. En corriente continua 9º - Telemandos. En corriente continua 10º - Comunicaciones. En corriente continua. 11º - Sistemas de alumbrado. En corriente alterna 12º - Mantenimiento
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13º - Accionamiento del Aparellaje. En corriente alterna 14º - Sistemas de alimentación ininterrumpida. (SAI) En corriente alterna Según su importancia se clasifican en : •
Aparatos Esenciales No pueden fallar, ni faltar. Si fallan comprometen el servicio de la subestación Equipos: Automatismos Equipos de protección Comunicaciones Se alimentan con baterías asociadas a rectificadores. Así aseguramos la alimentación, excepto las comunicaciones que tienen un sistema de alimentación independiente.
•
Seguros ó Principales Nos permiten una falta pero de muy corta duración. Si perdura la subestación tendría problemas. Se alimenta de la propia red. Por si acaso la red falla hay un grupo auxiliar electrógeno que aportaría en la falta. Equipos: Motores de los interruptores y seccionadores Alimentadores de los rectificadores de las baterías Equipos de refrigeración de trafos. -
•
Servicios Auxiliares Normales Soportan una falta de alimentación prolongada del servicio Equipos: Sistemas de calefacción Sistemas de alumbrado -
TIPOS O FUENTES DE ALIMENTACIÓN • Externas No guardan ninguna relación con la estación a la que alimentan. Estarían abastecidas con otra línea cercana. • Locales Alimentados por equipos que se encuentran en el entorno de la estación. Un transformador reductor dentro de la subestación, grupo electrógeno...
Elegiremos en función de la disponibilidad y la fiabilidad que queramos dar al servicio. En Media Tensión se puede obtener alimentación: - De líneas de media tensión ajenas a la instalación - De terciarios transformadores de potencia - De la barras de distribución de una subestación - De grupos electrógenos en baja tensión 380 v Se suelen dotar de 2 ó 3 vías de alimentación por si falla.
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ESQUEMA
Seccionador
Pórtico de entrada a la subestación
Columna de porcelana Trafo de intensidad
Columna de porcelana Trafo de tensión
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Interruptor
PARARRAYOS SOBRETENSION Es toda aquella perturbación que se añade ó superpone a la tensión nominal de un circuito. Son de carácter aleatorio. Nos basamos en datos históricos y estadísticos. Se clasifican: •
Según el modo de aparición: - Modo diferencial. La sobretensión aparece entre dos fases - Modo normal, aparece entre fase y tierra
•
Según su origen: - Sobretensiones a frecuencia industrial. Son aquellas que se producen a frecuencias ≤ 500 Hz
Pueden ser debido a: r Defecto de aislamiento. Una rama que cae y una derivación a tierra s El cable se puede partir y caer a tierra. Si V t = 0 Vr y Vs se ven t multiplicados por √3, alcanzan el valor de la tensión compuesta. Neutro aislado ó impedante. Tenemos sobretensión. Las fases que no están e n Vt falta se multiplican por √3. Línea larga en vacío. Es una línea con una línea donde en un extremo está en generación y el otro en vacío, hay descarga brusca de la red. Son líneas largas .Por ej. 300 Km tiene un factor de sobretensión de 1,05 500 Km de 1,116 Ferrorresonancia. Se producen cuando tenemos condensadores y circuitos magnéticos saturables (transformadores). Tiene que ver con las histéresis de los núcleos de los transformadores
- Sobretensiones de maniobra. Son producidas por la modificación brusca de la estructura de la red. Abrimos
un interruptor por ejemplo. Se produce una sobretensión de una alta frecuencia de tipo aperiodico ú oscilatorio y con un gran amortiguamiento. Por ejemplo conmutación con cargas inductivas y con maniobras con circuitos capacitivos.
- Sobretensiones de origen atmosférico. Normalmente son rayos
Rayos Directos. El rayo cae directamente sobre la línea. Es un impulso de corriente. Una gran intensidad en muy poco tiempo i corriente inyectada del rayo Para cada lado irá i/2 y puede fundir los conductores, tanta intensidad. La tensión que se genera U = Z C . i/2 ZC = Impedancia homopolar de la línea
i/2
i/2 r s t
Rayos indirectos . Caen en la propia torre ó en las cercanías de la línea ó en el cable de guarda TORMENTAS En el 10% de los casos la polaridad es al revés y son las tormentas más bruscas y más peligrosas
Nube con Carga Negativa (-)
CABLE DE GUARDA . Es un cable que une las partes superiores de las torres. Está conectado a tierra y tiene la función de absorber el rayo. Es para proteger a los conductores del rayo directo. También irá i/2 por cada lado y U = R i/2 + L/2 . di/dt
90 % de los casos autoinducción Resistencia al frente de onda Tierra con Carga Positiva (+)
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CUADRO DE SOBRETENSIONES Tipo de sobretensión Coeficiente de (causa) sobretensión MT - AT Frecuencia Industrial ≤ √3 (defecto aislamiento) Maniobra(Interrupción 2a4 de cortocircuito) Origen Atmosférico >4 (caída directa rayo)
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Duración Larga duración > 1 seg Corta 1 mseg Muy corta 1 – 10 µseg
Pendiente del frente frecuencia (f)
Amortiguamiento
Frecuencia Industrial
Débil
Media 1 – 200 KHz Muy elevada 1.000 Kv/µseg
Medio Fuerte
Tienen riesgo para las personas y perjudican a los equipos Para evitar los riesgos hay que realizar una COORDINACIÓN DEL AISLAMIENTO Es una disciplina que nos permite obtener ó determinar las características de aislamiento de los diferentes elementos de la red. Será tanto mayor su elección en cuanto mayor sea la tensión. Hay que llegar a un compromiso entre los costes del propio aislamiento, de los protectores y de las averías si no lo ponemos. Con la coordinación del aislamiento las 2 primeras Sobretensiones podemos asegurarlas, sin embargo, en las de origen atmosférico no se pueden asegurar, podemos tener estimaciones, y por eso se diseñan los pararrayos. Distancia de aislamiento a tener en cuenta: •
Distancia en el gas Sería la distancia que hay entre 2 conductores activos (a diferente potencial). Nuestro aislamiento debe poder soportarlo.
•
Línea de fuga Sería la distancia que hay entre 2 conductores pero apoyándose en un medio que sería el mismo aislante, y pasaría la corriente de fuga. Sería sobre todo en dias húmedos, de niebla.
Pararrayos (ó Autoválvulas) Su misión es proteger contra sobretensiones, pero no sólo atmosféricas, también las debidas a maniobras. No evitan la sobretensión, sólo limitan el valor de esa sobretensión a valores admisibles por los aparatos que yo tenga conectados. Siempre van a ser monofásicos (un aparato por fase) Están conectados entre fase y tierra. Es como una resistencia variable con la tensión (a tensión nominal, presenta una R muy elevada) cuando aparece la sobretensión, la R disminuye y conduce esa I a tierra. Se sitúan a la entrada de la línea a la subestación.
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PARARRAYOS (ó AUTOVÁLVULAS) AUTOVÁLVULAS) Es un dispositivo diseñado para absorber las Sobretensiones que se producen en la red y que pudieran llegar a aparatos y dañarlos. El pararrayos siempre está conectado entre línea y tierra, de forma que sólo actúe cuando detecte una sobretensión, no puede actuar en condiciones nominales de servicio. Conseguiremos derivar la sobretensión a tierra evitando que llegue a los aparatos. Antes sólo se utilizaban para los rayos y hoy dia para todo tipo de Sobretensiones (Surge Arrester) Se colocarán a las entradas de los centros de transformación transformación de MT y BT. Tambien en puntos expuestos a Sobretensiones, barras y transformadores. transformadores. Obtenemos un punto débil del aislamiento de la red para que se descargue por ahí.
Clasificación Clasificación de los pararrayos: Explosores de varillas Básicamente son 2 varillas enfrentadas en forma de cuernos. Una es el electrodo de fase y el otro el electrodo de tierra. Queremos que en condiciones normales ó nominales esté abierto, pero cuando llegue una sobretensión se produce un arco eléctrico y se deriva a tierra. El nivel de protección lo regulamos en función de la distancia entre las varillas. Luego queremos que el arco desaparezca y vuelva al estado primitivo Cuanto mayor sea el nivel de tensión, menos tiempo tarda en actuar. Cuanto antes actúe el pararrayos mejor. INCONVENIENTES: Se produce una gran sobretensión en las varillas. Hay una importante dispersión de la tensión de cebado. Depende de las condiciones atmosféricas. atmosféricas. El nivel de cebado depende del nivel de la sobretensión El retardo de cebado es mayor cuanto menor nivel ó debil es la sobretensión. Si no se extingue el arco tenemos una conexión a tierra y es una falta, un defecto franco a tierra.
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Carburo de Silicio y explosores Están formados por varias resistencias en serie, de carburo de silicio, conectadas a unos explosores metálicos. Todo ello en una envolvente metálica (normalmente (normalmente interruptores y otros elementos todos ellos en envolventes cerámicas) Estas resistencias tienen la particularidad de que no son lineales. Tenemos una conexión a tierra eyectable. Las resistencias controlan la derivación a tierra. Particularidad: Particularidad: Cuanto mayor es la intensidad que les llega menor resistencia oponen al paso de corriente. Los explosores se conectan en serie con las resistencias por uno de sus extremos y por el otro va conectado a tierra. Su función es aislar a las resistencias de la línea en condiciones nominales. La conexión a tierra eyectable es para cuando el arco se ha cebado y no se extingue, con esta conexión es capaz de desconectarse a tierra. Primero explosores y luego resistencia conectado a tierra. Óxidos metálicos Tenemos varistancias conectadas en serie (resistencias variables) de óxido de Zn (ZnO). Son resistencias variables con comportamiento no lineal. Aquí no hay explosores. Las resistencias pueden variar d e 1,5 MΩ en condiciones nominales a 15 M Ω cuando derive a tierra. Tienen mayor fiabilidad y mayor capacidad de limitación.
En una subestación es difícil distinguir los aparatos, ya que están todos en envolvente de cerámica.
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FALTAS EN LINEAS DE TRANSPORTE Es importante conocer el comportamiento de la línea ante una situación de falta, se va a producir una sobreintensidad muy elevada, lo cual provoca una un efecto térmico (calentamiento) y un efecto electromecánico (fuerzas que aparecen entre conductores). Habrá que diseñar la instalación de forma que soporten estos efectos. Faltas asimétricas: Falta
fase-tierra: una fase entra en contacto con tierra. La más común (70%) fase-fase: cortocircuito entre dos fases (15%) Doble falta fase-tierra: dos fases entran en contacto con tierra (10%) Faltas trifásicas: cortocircuito entre las tres fases 85%). Se cae una torre Falta
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PROTECCIONES Al sistema eléctrico de potencia se le exige: • Continuidad de suministro (No la podemos almacenar) • Calidad de suministro
Esto lo mantenemos mediante los sistemas de protección. Van a estar destinados a problemas de falta (aumentan o disminuyen las magnitudes de la línea – tensión, intensidad – saliendo del rango de la línea) Si hay un gran desequilibrio entre generación y consumo puede producir un cambio de la frecuencia. Estos son riesgos que debemos evitar. El 90 % de las faltas que se producen en líneas aéreas, suelen ser faltas fase-tierra. Son las más expuestas. El sistema de protección es el conjunto de equipos necesarios para detectar y aislar una perturbación en la red. Se deben minimizar los efectos de las faltas. Fases de actuación en una falta: 1.
El sistema de protección debe desconectar el circuito en falta
2.
actuar sobre el resto de circuitos, aunque no les afecte de forma directa, si les pude afectar de forma indirecta.
3.
Restituir el sistema a las condiciones iniciales.
BENEFICIOS QUE NOS APORTA: -
Gestionar la seguridad en la red Estabilidad Disminución en tiempos y costes de reparación Disminución en los equipos de reserva necesarios Mayor disponibilidad de los elementos. El sistema solo desconecta los elementos afectados por la falta. Es un sistema selectivo.
ESTRUCTURA DE UN SISTEMA DE PROTECCIÓN Se estructura en base a 2 tipos: Protecciones Primarias. Son aquellas que se encargan de despejar la falta de forma instantánea. Protecciones de Apoyo. Si las primarias no han actuado en un tiempo prudencial saltan las de apoyo. El sistema de protección debe estar diseñado de forma que en ningún momento esté desprotegido el sistema eléctrico. Alrededor de los interruptores se definen unas zonas de protección primaria y están solapadas para mayor fiabilidad. Si se produce una falta actúan los interruptores. No tenemos garantía que un interruptor funcione. Características de un sistema de protección: a) Sensibilidad. Debe ser capaz de distinguir entre falta y no falta. b) Selectividad. Debe ser capaz de discernir si se ha producido dentro de su zona de actuación o no. c) Rapidez. El tiempo de actuación tiene que ser el mínimo posible. Instantáneas. Al momento Tiempo diferido. Deja un tiempo antes de actuar. d) Fiabilidad. Que operen correctamente. e) Economía y simplicidad. Debemos llegar a un compromiso técnico. f) Seguridad g) Obediencia h) Precisión i) Facilidad de mantenimiento j) Facilidad de pruebas k) Autodiagnóstico l) Modularidad ELEMENTOS DE UN EQUIPO DE PROTECCIÓN Son todos aquellos componentes destinados a detectar y despejar la falta: 1. Baterías de Alimentación. No se debe alimentar el sistema de protección de la propia red, ya que su principal función es detectar si hay una falta. Se alimenta a través de unas baterías de alimentación. Tienen que tener un sistema de alimentación propio. Las baterías si se alimentan de la red directamente a través de los cargadores de baterías y tienen una autonomía de 10 a 12 horas. 2. Trafos de medida y protección. Su función es reducir a valores proporcionales los valores de tensión e intensidad, para medirlos. Son las magnitudes fundamentales del sistema eléctrico de potencia. Muy importante la clase de precisión para que el sistema sea más fiable. De medida no tan precisos De protección más precisos 3. Relés de protección. Es el cerebro del sistema de protección. En función de los datos que lleguen de tensión e intensidad de los trafos de medida, actúa. Da orden de actuación al interruptor automático después de analizar los datos que recibe.
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4.
Interruptores Automáticos. Están diseñados para maniobra de reenganche. El interruptor automático se abre con una orden del relé y al cabo de 0,2 seg se cierra. Si siguen los valores inapropiados el relé volverá a mandar abrir y luego a los 10 seg y 150 seg se volverá a cerrar sin recibir órdenes. Las faltas tienen un carácter transitorio y por ello hay que volver a reenganchar y la línea volverá a condiciones normales.
A veces para aumentar la seguridad se duplican los sistemas de protección con el fin de dar más fiabilidad en casos necesarios. RELE DE PROTECCIÓN Es el elemento más importante del sistema. Se tiende a denominar con su nombre a todo el sistema de protección. Actúa de cerebro, recibe la información de los trafos, procesa la información y en función de e llo toma decisiones y ordena o no la actuación si es necesario. Tiene tres etapas: a) Acondicionamiento de la señal. Al relé le llegan unos valores instantáneos y con ellos no puede trabajar. Le llega la sinusoide y de ella se queda con los valores eficaces, ó con los valores máximos y con ellos se queda. Valores digitales b) Aplicación de las funciones de protección. En función del valor que le llegue tiene que tener unos criterios de decisión. Operaciones internas. c) Lógica de disparo. Tiene que abrir un interruptor, dar una alarma. Cómo debe actuar. Clasificación: a) En función de la magnitud medida • De Tensión - De Sobretensión - De Subtensión - De Tensión Nula - De Frecuencia (debe estar siempre alrededor de 50 Hz en un margen pequeño de variación) • De Intensidad - De sobreintensidad - Mínima intensidad • Producto S = √3 U IC - Vatímetro P = √3 U IC cos ϕ • Según la Impedancia ó coeficiente - Relé de impedancia b) Según el tiempo de actuación del relé • Instantáneos. Actúan inmediatamente t
t1
Retardo independiente
tO
IO
•
I
instantáneo
Retardados (con temporizador)
- Independientes. Tarda un tiempo antes de disparar, independientemente de la sobretensión. - Dependientes. El disparo ó tiempo depende del valor de la intensidad. t
El relé actúa si I > I o y dependerá de I, cuanto > es I, el tiempo de actuación es menor. A partir de I C o valor crítico siempre actúa en tC
tC
IO c)
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IC
I
Según la actuación del interruptor Sistemas directos. Son aquellos que el elemento de medida y el elemento de corte es el mismo o • van juntos • Sistemas indirectos. Son diferentes el elemento de medida y de corte. El relé y el mando están en lugares diferentes de la subestación.
d) Según la constitución • Electromecánicos. Son los más antiguos. • Electrónicos - Analógicos o estáticos - Digitales. Llevan incorporado un microprocesador. Son los más novedosos CLASIFICACIÓN GENERAL 1. Funciones de nivel de 1 sola magnitud . El relé se fija sólo en una sola magnitud, tensión ó intensidad ó frecuencia. Funciones de sobretensión, sobreintensidad, frecuencia. Mide el valor eficaz ó valor máximo y en función de ellos opera. 2. Función de cociente de 2 magnitudes . Mide 2 magnitudes y opera entre ellas, calculando alguna operación entre ellas. La típica es la protección de impedancia. Z = V/I (Impedancia). Se suele utilizar en protecciones de distancia. 3. Función de comparación de fase . Mide la diferencia entre los ángulos de fase de 1 ó 2 magnitudes. Se centra en el desfase. Protección típica, la protección direccional, que mide la dirección del flujo de potencia. 4. Función de comparación de magnitud . Compara 2 magnitudes medidas en 2 puntos diferentes. Ejemplo típico la protección diferencial.
89 Seccionador PROTECCIÓN DE SOBREINTENSIDAD Básicamente compara el valor de intensidad medido por la protección con un valor de referencia llamado AJUSTE TARADO. Si la intensidad medida es mayor que el de referencia, el sistema se dispara. El relé tiene implementado el valor de ajuste, el de medida le viene del transformador. IMEDIDA > I AJUSTE El valor de referencia depende: Del punto donde está situado el relé sobretodo. • • Del valor de carga Del valor de falta • Este valor hay que ir reajustando, según el sistema eléctrico de potencia y sus cambio (nuevo parque eólico, nuevo edificio de viviendas, nueva línea, etc.) TIPOS DE RELES DE SOBREINTENSIDAD •
Por la magnitud observada por el relé - De fase. No lleva nomenclatura, nada adicional. - De neutro (N)
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•
Según el tipo de actuación - Instantáneos (50) - Temporizados (51). El ajuste de los temporizados se realiza en función de la intensidad de operación ó intensidad normal por variaciones de carga - De tipo fijo t Tipo fijo
IO valor de ajuste I > IO el relé actúa inmediatamente IO se va a hacer teniendo en cuenta la intensidad de falta. Hay un margen de error en función de la carga de la línea.
t1 tO
IO
I
- De tipo dependiente. (51 y 51 N) El tiempo de actuación depende del valor de la intensidad y
cuanto mayor sea el valor de la intensidad medida menor será el tiempo de actuación. Tanto las curvas ANSI como las CEI tienen 3 familias de curvas: Característica inversa Característica muy inversa Característica extremadamente inversa Si los relés son digitales nos permiten unas curvas de usuario. Cada familia de curvas está compuesta por 11 curvas Característica inversa para intensidades pequeñas y según aumenta la intensidad, las demás.
El ajuste lo realizamos con 3 parámetros: Intensidad de arranque Io Tipo de curva (inversa, muy inversa ó ext. Inversa) Índice de tiempos. Nos indicaría el tipo de curva de las 11
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t
Las curvas parten de 1 ya que disparará para I > I O
inversa Muy inversa
extremadamente inversa
PROTECCIÓN DE SOBREINTENSIDAD DE NEUTRO SENSIBLE Se representan por 50NS / 51NS. N de neutro y S de sensible Tienen como característica que el ajuste es más bajo de lo normal 0,05 y 3 A PROTECCIÓN DE SOBREINTENSIDAD CONTROLADA POR TENSION Se representan por 51V, son temporizadas La intensidad de arranque disminuye si el valor eficaz de la tensión es menor que el valor nominal. I I 0,9 I
0,1 I
0,1 VN
0,9 VN
V
71
72
LIMITACIONES DE LAS PROTECCIONES DE SOBREINTENSIDAD 1. Sólo se pueden usar si la máxima intensidad de carga es menor que la mínima de falta.
G
Generación
IMAX CARGA < IMIN FALTA 2.
Son escasamente selectivas. Solo tienen en cuenta el valor de la intensidad, no tienen en cuenta el punto donde se a producido la falta, ni el sentido de la intensidad, ni la causa. Se coordina la selectividad conforme a:
A B
a) Utilizar canales de comunicación. Consiste en poner en contacto los diferentes sistemas de protección de la línea. Suponemos una falta en F
D
C F
Protecciones Se derivará una intensidad de falta por A, B y C, lo normal es que dispare el que está más cerca de la falta por el lado de generación. Si no tenemos esta coordinación en esta falta, pueden saltar A ó B ó C, si es A dejaría todo sin suministro. Necesito aislar desde C hacia abajo. Se comunican los canales de protección y C detecta que tiene intensidad de falta y los siguientes le comunican que no tienen lectura de intensidad de falta. En la intensidad de falta quiere decir que al derivar a tierra aumenta mucho la intensidad. Que falle el sistema de comunicación es un riesgo. b) Uso de ajustes amperimétricos. La coordinación se realiza mediante el ajuste al valor de referencia.
t
A dispara para intensidades mayores y C para menores. Cuanto más cerca estemos a la generación mayor intensidad Cada vez se usan menos
A B C I
c) Ajustamos los tiempos de operación Se realizan en dependientes del tiempo. Las protecciones en C son más sensibles. Buscamos que no salte A ó B antes que C. Que salte la mas cercana por el lado de generación. Cada vez se usan más. Tienen el inconveniente que conllevan un retraso en el despeje de la falta. d) Combina los elementos anteriores
t
A B C
APLICACIONES DE LAS PROTECCIONES DE SOBREINTENSIDAD I Son las comúnmente más usadas Se utilizan: ♦ En líneas de redes de distribución, principalmente radiales. En alta no se realizan, ya que no son suficientemente fiables, son escasamente selectivas y podriamos jugar con el sistema eléctrico de potencia. ♦ En protección de máquinas eléctricas. Generadores, trafos, motores,etc. ♦ En baterias de condensadores ♦ En rectificadores de potencia, para su protección ♦ Protección de reactancias de compensación PROTECCIÓN DE SOBREINTENSIDAD DIRECCIONAL (67 / 67N) Se usan principalmente en redes malladas Se basan en la combinación de 2 funciones: Función direccional. Se encarga de controlar el sentido de la intensidad SENTIDO DE CIRCULACIÓN DE LA INTENSIDAD
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Se va a medir con el desfase entre 2 magnitudes: una de operación y otra de polarización. Intensidad de operación intensidad que circula a medir Intensidad de polarización Con una intensidad y una tensión tenemos un circuito polarización aparte. Debe cumplir: 1) Que no varíe su argumento de forma significativa cuando cambia el sentido de circulación de la corriente. 2) Que no se anule en situaciones de falta, no se anule la magnitud de polarización.
La intensidad de falta irá hacia la falta por el camino con menos obstáculos. La protección que tenemos es la protección de sobreintensidad direccional. Tiene en cuenta el sentido y en algunos casos (casos de falta) la intensidad circula hacia dentro. Primero notan la magnitud y luego tienen en cuenta la dirección hacia dentro de la línea. Una vez que están seleccionados los que deben actuar, se utilizaría un ajuste amperimétrico o de otro tipo en la coordinación
Los ajustes se realizan de acuerdo a: Los propios ajustes de las protecciones de sobreintensidad Control de par. Está capacitado para desactivar la función direccional Angulo de máximo par -
LMP Línea de máximo par Tensión polarizada LPN Linea de par nulo (Intensidad polarizada)
Por debajo de LPN el sistema no opera, por encima si opera a más menos 90º a la línea de LMP. En las inmediaciones de LPN zona muerta, donde no podemos asegurar que el sistema opere correctamente. La línea de actuación la va a marcar el circuito polarizado (Par) = P = K IL IP
IP = Intensidad de polarización Esto es en redes de distribución y normalmente malladas
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K = Constante IL = Intensidad de línea
Función de sobreintensidad Se encarga de controlar la magnitud de la intensidad. Actuará cuando la intensidad circule en el sentido indicado en la operación y además se supere el valor de referencia. Se tienen que producir las 2 condiciones.
PROTECCIONES DIFERENCIALES (87)
TI
I1
I1
ZONA PROTEGIDA
Transformador de Intensidad
TI
I2
Id
Esquema de protección Diferencial
Bobina de operación
I´1
I´2
Su función es proteger una zona concreta y se olvida del resto, y esta zona se sitúa entre dos transformadores de intensidad. Principio de funcionamiento: Las relaciones de proporcionalidad de los TI son tal que las intensidades del secundario sean la misma, con el objetivo de calcular la diferencia vectorial entre las intensidades del secundario I´ 1 y I´2 y se compara con un valor de ajuste. Puede cambiar el módulo y el ángulo. • En condiciones normales I´ 2 = I´1 Id ≈ 0 (Intensidad diferencial) Se basa en el teorema de Kirchoff: todas las intensidades que confluyen en un nudo, su suma vectorial debe ser nula. En este caso el relé no detecta la falta. • Caso de falta entre los dos TI I´ 2 ≠ I´1 Id ≠ 0 (Intensidad diferencial) y actuará el relé. Puede ser por cambio de módulo ó por cambio de fase. I d ≈ 0 en condiciones normales no s exactamente o, tendrá un valor umbral de ajuste, siempre habrá intensidades de fuga, etc. Tanto I1 como I2 están influenciados por muchos parámetros. LIMITACIONES DE LAS PROTECCIONES DIFERENCIALES Aparición de corrientes diferenciales: a) Por posibles errores de los TI. Por la clase de precisión de los TI b) Por entrada en saturación de los TI Esta saturación se produce con las faltas
Zona de saturación
V Curva de trabajo de los TI
c)
Por presencia de armónicos
I La señal nunca es una sinusoide perfecta, suele haber componentes a otras frecuencias, esto son los armónicos. Armónico de 3º orden = 3 x 50 = 150 Armónico a 150 Hz. Según aumenta el orden disminuye su amplitud. El armónico más importante es el 3º llamado Triplens. Los más peligrosos son el 2º y el 5º El 2º armónico nos puede dar problemas en la energetización de los transformadores. El 5º armónico nos puede dar problemas en la sobreexcitación de los transformadores.
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d) Las intensidades de vacío. Aparecen cuando estamos trabajando sin carga. e) Las intensidades derivadas a tierra. APLICACIONES Se van a aplicar en lineas cortas principalmente por un problema de costes y principalmente para los siguientes elementos: -
Barras Generadores Trafos de potencia Motores de gran potencia Lineas de transporte cuando están comunicados sus extremos por fibra óptica, para que haya buena comunicación entre los 2 extremos.
PROTECCIONES DE DISTANCIA (21) Se utilizan en lineas de transporte de alta tensión. Detectan las faltas dentro de su zona de protección, las que se producen fuera las discrimina.
ZL
G
CARGA
RELE Se basan en la medida de la impedancia de la línea. Toda línea tiene una impedancia Z L = R + j X Si se produce una falta en la línea, tendrá una impedancia antes de la falta y otra después. El relé nos mide la impedancia entre el principio de la línea y el punto de falta. La impedancia es proporcional a la distancia. Si esa impedancia está dentro de la zona de protección actúa sino no. El relé no calcula dentro de la zona la distancia, solo dice si hay o no falta. Delimita una zona de protección a través de las 3 curvas características: a) IMPEDANCIA
X Z = R + j XL
Z =R +X
Z R
ZONA 1
Hay 4 zonas de protección
Zona 4 F
Zona 3 E
A
B 80 % Zona 1
C
20 % Zona 2
ZONA 1 Protege alrededor del 80 % de la longitud de la línea. Es la zona de disparo intempestivo. El relé actúa inmediatamente si detecta falta en esta zona.
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D
ZONA 2 Sería la zona de protección más el 20 % de la siguiente. Es de disparo temporizado (0,3 a 0,4 seg de detectar la falta) ZONA 3 Suele abarcar la primera zona y la siguiente. Es de disparo temporizado (de 0,8 a 1 seg de detectar la falta) ZONA 4 Protege la línea hacia atrás. La zona 2 y 3 son temporizadas ya que esperan que actúen sus correspondientes relés como zona 1 Calcula Z L y si está dentro de la circunferencia saltará, y sino no saltará. Es posible que salte por zona 2, 3 ó 4. b) REACTANCIA
X
R Zona de protección c)
ADMITANCIA
X
Zona 2 Curvas Mho. Tiene característica direccional, las otras 2 no tienen. Estas son más caras y más fiables, son de alta tensión. ZNOMINAL > ZFALTA (es más corta la línea)
Zona 1 Z R PROTECCIÓN DEL REENGANCHADOR (79)
El 80% a 90% de las faltas tienen un carácter transitorio, desaparecen por si solas. Suele haber 2 ó 3 reenganches después de la falta. Con esto se realiza un rápido restablecimiento del servicio. Tiempos de reenganche 0,2 seg. 10 seg. 150 seg. Las faltas suelen ser de tipo atmosférico ó contorneo (corrientes de fuga a través del aislador) PROTECCIÓN DE SINCRONISMO (25) Asegura que la estabilidad del sistema no se vea dañado ante el reenganche de una línea. Compara la señal de tensión a la entrada y salida del interruptor tanto en magnitud como el ángulo y la frecuencia, con el objetivo de si es necesario abrir el interruptor. PROTECCIÓN DE SOBRETENSIÓN (59) Actúa cuando se supera la tensión en alguna de sus fases con respecto a un ajuste. Para protección de generadores, trafos y motores. PROTECCIÓN DE SUBTENSION (27) Actúa cuando la tensión está por debajo de un valor ajustado en alguna de sus fases. Se utiliza principalmente para protección de motores. PROTECCIÓN DE SUBFRECUENCIA Y SOBREFRECUENCIA 81 m cuando detecte un valor de la frecuencia por debajo 81 M cuando detecte un valor de la frecuencia por encima Tambien se tiene que dar que la tensión debe ser mayor que un valor ajustado para que salte En 2 ciclos vuelve a comprobar Debe haber un equilibrio entre carga y generación Si carga > generación f ↓ Si carga < generación f ↑ Esto influye en la estabilidad del sistema
V > V AJUSTE
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Si en alguna circunstancia, de repente, baja la generación f ↓ , habrá que aumentar la generación con otras centrales ó cortar carga en zonas. Las de subfrecuencia se utilizan: Motores sincronos Generadores Las de sobrefrecuencia: Grupos turbogeneradores -
DERIVADA DE LA FRECUENCIA df/dt (81) Actúa ante variaciones bruscas de la frecuencia < 300 ms La frecuencia debe ser menor a un umbral y la intensidad mayor a un umbral. DESEQUILIBRIO DE TENSIONES (47) Se utiliza para protección de motores. Se puede dar por pérdida de una fase, por un desequilibrio de cargas. Esto puede dar lugar a un calentamiento del devanado de motores FUNCION DE PROTECCIÓN DE ARRANQUE LARGO (48) Se protege al motor de sobrecalentamientos por alargamiento de la duración de arranque. FUNCION DE PROTECCIÓN DE SUBINTENSIDAD (37) Protege al motor ante situaciones de pérdida de carga. Marcha en vacío FUNCION DE PROTECCIÓN DE IMAGEN TERMICA (49) Cuando tenemos una sobrecarga produce un calentamiento. A partir del cálculo de la temperatura, se detecta la sobrecarga, es un cálculo equivalente INVERSIÓN DE LA POTENCIA (32) Está Diseñada para la protección contra la motorización de generadores. Se trata que no trabaje como motor el generador. PROTECCIÓN DE SOBREEXCITACION (24) Está destinada a proteger generadores, transformadores y grupos generador-transformador de la sobreexcitación Pueden llegar a saturarse
Zona de saturación
V Curva de trabajo de los TI
I
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Tema 3. Líneas Eléctricas CLASIFICACION: •
Disposición de las líneas Líneas aéreas Líneas subterráneas
-
•
BIBLIOGRAFIA: Líneas de Transporte de Energía L.M. Checa (Cap. 0, 1, 2)
Según el nivel de tensión Baja tensión < 1 Kv Alta tensión > 1 Kv
-
•
Tensión (* recomendado por la norma) Tercera categoría 3 , 6 , 10 , 15 y 20(*) Kv Segunda categoría 30 , 45 y 66(*) Kv Primera categoría 132(*) , 220(*) , 380(*) Kv
-
Las líneas constituyen uno de los principales elementos que intervienen en la composición de una red eléctrica. La interconexión de sistemas y el transporte, reparto y distribución de la energía dentro de un sistema determinado se realizan por medio de líneas aéreas o cables aislados. La interconexión entre redes regionales o nacionales, así como el transporte entre grandes centros de producción y consumo, para los que siempre se emplean altas tensiones con distancias de orden elevado, son dominio exclusivo de las líneas aéreas. En las redes de distribución en media tensión, comienzan ya a existir dos campos de utilización perfectamente delimitados: las líneas aéreas y los cables aislados. Cuando se trata de redes rurales, provinciales, o cuando las distancias superan algunos kilómetros, predominan de las líneas aéreas. Cuando se trata de centros urbanos, zonas industriales densas o distancias muy cortas, es práctica normal utilizar las líneas subterráneas. En las redes de distribución en baja tensión podemos hacer las mismas consideraciones que en el caso de media tensión, si bien por tratarse en general de distancias cortas y distribuciones muy directas a los elementos de consumo, predominan claramente los conductores aislados. Para densidades de carga pequeñas y medias, el sistema normalmente utilizado es el aéreo. Para grandes densidades de carga en las áreas congestionadas de las ciudades es normal utilizar el sistema subterráneo mediante cables enterrados a lo largo de las calles. La elección de uno u otro sistema depende de un gran número de factores. Las consideraciones económicas constituyen el principal factor de decisión. El coste de un sistema enterrado puede alcanzar de 5 a 10 veces el coste de un sistema aéreo. Un sistema aéreo de distribución puede tener una vida útil de 25 años, mientras que un sistema enterrado puede alcanzar los 50 años. El punto exacto en el cual un sistema enterrado llega a ser más interesante económicamente que un sistema aéreo, a pesar del mayor capital invertido, es difícil de determinar. Un sistema aéreo es mas propenso a sufrir mayor número de averías como consecuencia del viento, hielo, nieve o accidentes de todo tipo, sin embargo conviene no olvidar que la reparación y localización de averías es mucho más sencilla en un sistema aéreo que en un sistema subterráneo. Definiremos como línea aérea el elemento de transporte o distribución formado por conductores desnudos apoyados sobre elementos aislantes que, a su vez, son mantenidos a una determinada altura sobre el suelo y en una determinada posición por medio de apoyos repartidos a lo largo de su recorrido. Definiremos como conductor aislado al elemento destinado a la distribución o transporte de la energía eléctrica, formado por un alma conductora rodeada en toda su longitud por una cubierta aislante.
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Resistividad
0,03 Ω mm² / m
0,018 Ω mm² / m
Densidad d
2 7 k / cm3
8 8 k / cm3
Car a de rotura σ
15 k /mm²
25 k /mm²
Calor es ecífico c
0,21
0,09
Precio
80
400 Pts/k
800 Pts/k
LINEAS AEREAS ELEMENTOS CONSTITUTIVOS DE UNA LINEA • Cable de tierra (de guarda) • Aisladores • Herrajes • Conductores • Apoyos • Cimentaciones
En cuanto a la Reglamentación: •
Reglamento de líneas aéreas de Alta Tensión
•
Normas UNE
CONDUCTORES Su misión es la de conducir la corriente Materiales: Cobre → sección mínima 10 mm 2 Aluminio Aleaciones de aluminio (Almalec – 0,7 % Mg y 0,6% Si) Acero galvanizado → sección mínima 12,5 mm 2
-
Características: Son las que nos van a marcar las propiedades eléctricas y mecánicas de los conductores. -
Peso específico (gr/cm2) Diámetro (mm) Carga de rotura (Kg/mm 2) Módulo de elasticidad final (Kg/mm 2) Coeficiente de dilatación lineal (ºC) Resistividad a 20 ºC ( Ω mm2 /m) depende de la temperatura Coeficiente de variación de la resistividad
EMPALMES
Me proporcionan una continuidad eléctrica y mecánica. La carga de rotura del empalme es del 90% del cable
CONEXIONES
Me proporcionan solamente continuidad eléctrica. Tiene una resistencia mecánica reducida
El conductor está compuesto por capas e hilos Nº de hilos = N = 3(n 2 – n) + 1
nº de capas
Cada capa está compuesta por 1 (1ª capa), 6 (2ª capa), 12 (3ª capa), 18 , 24 En cada capa los cables están arrollados en direcciones diferentes 1ª capa externa a derechas, 2ª capa a izquierdas y así alternativamente 30 Al / 7 Ac ( I , Z , S , Z) 1ª y 2ª capa de acero 1 + 6
Izquierdas Derechas Conductor central
3ª y 4ª capa de aluminio 12 + 18
Representación:
Para AT y MT Para BT
-
Según la Norma UNE 21 018
-
Según la designación no recogida en la Norma
Conductores compuestos Al – Acero
Conductores trenzados de Al
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Según la Norma Código del material + sección aparente normalizada + UNE 21018 Ejemplos:
S = 80 mm 2
L 80 UNE 21018
L = Aluminio
LC 28 UNE 21018
LC = Aluminio Comprimido S = 28
DA 280 UNE 21018
DA = Aleación de aluminio con alma de acero S = 280
D 180 UNE 21018
D = Aleación de Aluminio S = 180
LCA 56 UNE 21018
LCA = Aluminio de alma de acero tipo comprimido S = 56
LARL CONDOR UNE 21018
LARL = Aluminio con alma de acero recubierto de aluminio CONDOR = nomenclatura americana de sección
No recogida por la Norma Sección nominal + nº hilos aluminio / nº hilos acero + UNE 21016-76 Ejemplo
327,93 26 / 7 UNE 21016-76
Sección 26 de Aluminio
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7 de Acero
CABLE DE TIERRA (Art. 9) Su misión es proteger la línea contra la caída de rayos directos. Hoy dia se utiliza tambien para telecomunicaciones, metiendo fibra óptica, lleva entonces la denominación (OPGW) Está compuesto de: Acero de alta resistencia mecánica galvanizado ó Acero con recubrimiento de aluminio Si estamos con líneas aéreas de 1ª categoría suelen ser de 50 mm 2, para el resto de aplicaciones es de 22 mm 2 Designación: A 50 ARL 50 OPGW 14
Acero de 50 mm2 Acero recubierto de aluminio de 50 mm 2 Cable de tierra con fibra óptica con 14 fibras
APOYOS (Art. 12) Su misión es soportar los elementos que componen la linea, pero guardando las distancias de seguridad Clasificación de los apoyos: •
Según la función que tienen en la línea - Apoyos de alineación. Soporta la línea en linea recta, sólo apoya los
conductores. Soportan la carga vertical (peso del conductor)
- Apoyos de ángulo. Soporta los conductores pero en dirección de
ángulo. Están situados en puntos donde cambia la línea de dirección. Sólo están poyados los conductores. La torre soporta cargas verticales y horizontales.
- Apoyos de anclaje. No solo se apoya la línea sino que sujeta.
Minimizan la propagación de los efectos longitudinales de la línea. Están cada 3 Km. Soportan las solicitaciones del cable. Proporcionan puntos firmes en la línea.
- Apoyos de fin de línea. Son también los que resisten las solicitaciones de toda la línea en sentido
longitudinal. No tienen nada que lo contrarreste.
- Apoyos especiales. Son para sortear obstáculos
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ELEMENTOS DE LOS APOYOS •
POSTES
Es el elemento vertical del apoyo Material: o
Madera. Se usa de castaño, de acacia, pino ó abeto. Se busca la longevidad de la madera Ventajas: - Ligera - Flexible - Poco coste Inconvenientes: - Tiempo de vida (10 a 15 años) - Menor resistencia, por lo tanto vanos menores
- Metálicos (400 Kv – 45 Kv) - Hormigón prefabricado (45 Kv – BT) - Madera BT
Se suelen utilizar en baja tensión y están en desuso o
Hormigón armado. Hormigón con armadura de hierro Tipos: Vibrado Pretensado Centrifugado
-
En vibrado y centrifugado son tipos de compactación del hormigón Ventajas: El mantenimiento es mínimo Inconvenientes - Son más frágiles - Pesan más - Más caros -
o
Metálicos Tipos: Tubulares Presillas. Las cuatro partes están unidas con presillas Celosías. Perfiles en I ó U Designación: -
Código del material + esfuerzo nominal que soporta (decanewton y C.S. de 1,5) + altura del poste Ejemplos:
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HV HVH HP P C
Hormigón armado vibrado Hormigón armado vibrado centrifugado hueco Hormigón pretensado Poste metálico de presilla Poste metálico en celosía HV 400 11
•
CRUCETAS
Son los accesorios montados en la parte superior para soportar los aisladores. La estructura que soporta a los aisladores Tipos: - Plana - Abarquillada → tiene forma de barco - Bóveda
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•
ARMADOS
Son la disposición especial que tienen las crucetas sobre las cabezas de los postes. El dibujo espacial que forman los aisladores. - Armado horizontal salen los 3 aisladores a la misma altura - Armado triángulo - Armado bóveda - Armado al tresbolillo se alternan - Armado en bandera todas las crucetas para el mismo lado - Armado rectangular - Armado en hexágono típica de doble circuito - Armado horizontal para principio y final de línea y para cruces con otras líneas Los más utilizados son los de bóveda y tresbolillo, la menos la de triángulo.
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ANTIESCALOS Son estructuras en la base de la torre para que no se pueda trepar por ellas, sobre todo en zonas muy frecuentadas
PLACA IDENTIFICATIVA Nombre de la empresa dueña de la línea - Advertencia de peligro (obligatoria) - Nº de identificación del poste en el proyecto - Nivel de tensión de la línea
-
CIMENTACIONES (Art. 13) Suelen ser bloques de hormigón macizo de forma prismática y evita el vuelco de la torre.
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PUESTA A TIERRA (Art. 26) Para evitar el contacto de la gente que está cerca. Elementos: • Borne de conexión • Línea de enlace. Suele ser un conductor de cobre de 50 mm2 de
sección
• Electrodo de tierra. -
En zonas no frecuentadas. Se utiliza una pica de 2 m. de longitud enterrada 0,8 m de profundidad En zonas públicas. Se utiliza un aro enterrado a una profundidad de 1 m.
Es de obligado cumplimiento colocar las torres a tierra. La resistencia de puesta a tierra R < 20 Ω
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AISLADORES (Art. 11) Su misión es aislar el conductor del apoyo Materiales de los que están hechos: - Vidrio - Porcelana - Esteatita con resinas epoxi Tipos: • Aisladores fijos ó rígidos. Son de una sola pieza y se utilizan para tensiones hasta 66 Kv. Montados sobre la
torre.
• Aisladores en cadena ó suspensión. Están compuestos por 3 partes - Caperuza y vástago (metálicas) sirven para hacer unión entre aisladores - Campana (aislante) es el aislador en si. La parte de arriba lisa para facilitar la limpieza, el paso del agua de
lluvia y la parte inferior nervada. Con los nervios conseguimos aumentar la línea de fugas, aumento el camino que tiene que recorrer la corriente. Estas pérdidas van a estar favorecidas por las condiciones ambientales: humedad, niebla, polución, etc. Cuando la tensión alcanza la Tensión de Contorneo, lo que ocurre es que se va a producir una descarga que va por el contorno del aislador. Con los nervios se aumenta la distancia a recorrer. Nivel de aislamiento: - Medio. Donde no hay polución - Fuerte. Para condiciones especiales de polución. El polvo es un inconveniente. Características: •
Mecánicas.
- Carga de rotura. Tiene que soportar su propio peso y el peso de los cables
• -
•
Dimensionales Diámetro (D) Diámetro de las campana Paso (P) separación entre 2 aisladores Línea de fuga. Camino que tiene que recorrer la corriente, depende de los nervios Diámetro del vástago (d 1). Diámetro del vástago
Eléctricas - Nivel de aislamiento a la frecuencia industrial - Nivel de aislamiento ante ondas de choque
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Ambos se miden en Kv, tanto en seco como en lluvia. Ambos tipos deben cumplir con las condiciones nominales y con los casos excepcionales de rayo u otras. El nº de aisladores marca la tensión de la línea 2 → 30 Kv
8 – 9 → 132 Kv
3 → 45 Kv
14 – 15 → 220 Kv
4 → 66 Kv
20 – 22 → 380 Kv
Designación: En función de la norma UNE EN 60.305 U 70 B S P U que es un aislador en cadena 70 carga nominal de rotura KN (Kilonewton Tipo de acoplamiento B → caperuza – vástago Paso → distancia entre aisladores S → paso corto P → paso largo P Diseño antipolución
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HERRAJES (Art. 10) Sus misiones son: 1) Elementos de sujeción a) De las cadenas de aisladores
Superiores. De los que se encargan entre la torre y los aisladores - Grillete – anillo - Horquillas
Inferiores. De los que se encargan entre el aislador con el conductor - Rótulas - Grapas De suspensión. Cuando utilizo cadenas de aisladores de suspensión. Sólo soporta el peso del conductor Se amarre. Cuando utilizo cadenas de aisladores de amarre. Deben soportar una tensión mecánica en el cable del 90 % de la carga de rotura del mismo, sin que se produzca su deslizamiento.
b) De aisladores fijos - Grapas rectas - Grapas curvas c)
De conductores - Grapas de conexión - Manguitos de empalme
2) Protección eléctrica del aislador - Aros de guarda - Raquetas - Cuernos 3) Protección mecánica del conductor - Varillas de protección. Son varillas de aluminio que absorben los esfuerzos del conductor. Van arrolladas al conductor. Se usa con las cadenas de suspensión. 4) Accesorio del conductor - Separadores - Contrapesos - Elementos de señalización - Antivibradores - Amortiguadores Stockbridge - Varillas de armar
Grapas de suspensión, sólo aguanta el cable. Hay continuidad en el cable
Grapa de suspensión
Grapas de amarre. Amarra el cable no hay continuidad en el cable y se realiza un puente. Se usan en los apoyos de anclaje.
Puente
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EFECTO CORONA. El gas se ioniza por el campo eléctrico del conductor. Sobre todo cuando hay niebla ó mucha humedad. Es una corona luminiscente. El campo eléctrico es inversamente proporcional al diámetro del conductor y con varios en paralelo disminuimos el efecto corona.
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Ensayo con la función de que se produzca un cebado del arco entre el cuerno y la raqueta de forma que se protege el aislador
Son una misma fase varios conductores en paralelo, para impedir el efecto corona, es decir el campo eléctrico del conductor.
Los contrapesos compensan los esfuerzos a ambos lados del aislador
Las balizas y las lámparas son para que se vean las líneas, sobre todo en aeropuertos.
Los amortiguadores absorben las vibraciones que les llegan a los conductores, por el viento.
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LINEAS SUBTERRANEAS Son cables aislados enterrados. Su costo es el doble que una línea aérea. Pueden estar enterrados: - Canalización entubada - Dispuestos en galerías subterráneas Se aplicarán principalmente en núcleos urbanos y ante condiciones especiales Ej. Cruce de grandes vías, mares, aeropuertos, etc. Elementos constitutivos de un cable subterráneo. 1) Conductores Es un conjunto de alambres. Los materiales son el cobre ó el aluminio. Cada uno de los cables se llama cuerda. Dos tipos: •
Unipolares (Una sola fase) El campo eléctrico que genera es radial. 1 conductor por cada fase.
•
Tripolares (3 fases). Las 3 fases en un solo cable. - Pantalla única. No es radial el campo eléctrico - Tres pantallas, una para cada conductor. Es radial su campo eléctrico.
2) Aislantes Es el que define el cable. Es el que lo caracteriza. •
Cables en aceite (estratificados). - Aceite fluido a presión (OF). El aceite actúa como elemento aislante y como elemento refrigerante.
Se pueden aplicar entre los 66 Kv hasta los 1.100 Kv y su principal inconveniente es que se reparta bien por el cable y su circulación.
- Papel impregnado en aceite (PPL). Sólo valen hasta 20 Kv. No necesitan la circulación del aceite.
Están siendo desplazados por los cables secos
•
Cables secos (extrusionados) - Termoplásticos
PVC PE
< 20 Kv Polietileno
- Termoestables < 100 Kv
EPR Etileno propileno < 100 Kv XLPE (PRC) Polietileno reticulado . Van mejor con ambiente húmedo
3) Pantalla
ELEMENTOS CABLE SUBTERRÁNEO • Conductores • Capa semiconductora • Aislantes • Capa semiconductora • Pantalla • Armadura ò blindaje • Cubierta
Materiales de que está hecho: - Hilos ó mallas de cobre - Hojas de aluminio Su misión es mejorar la distribución del campo eléctrico en la superficie del conductor. Anula el campo eléctrico más allá de la pantalla y a su vez impide que campos eléctricos exteriores influya sobre el conductor. Puede ir a tierra. Otra función es evitar que se produzca el efecto corona. 4) Capas semiconductoras
Su misión es también mejorar la distribución del campo eléctrico, pero lo que hace es reducir el gradiente. Se colocan a ambos lados del aislante. La superficie es irregular ya que son muchos cables unidos. 5) Armadura ó blindaje Está realizada de flejes de acero ó de tubos de plomo. Su misión es la protección mecánica del conductor contra golpes u otros. En los cables en aceite actúa de continente del aceite, 6) Cubierta Es la capa exterior del cable. Suele ser de materiales termoplásticos, PVC, polietileno, neopreno y cintas embetunadas. Su misión es la protección contra la acción de agentes químicos, contra la corrosión. Si la armadura es de plomo, no es necesario la cubierta. En los tripulares habrá material de relleno para dar forma cilíndrica al cable.
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Designación: R H V F V
12 / 20 Kv 3 X 70 / 35 F Al Material de aluminio Flexible Sección del neutro Sección de la fase Tripolar Tetrapolar Tensión nominal entre fases Tensión nominal a tierra Cubierta de PVC Flejes de hierro PVC Pantalla XLPE
ELEMENTOS ACCESORIOS Son empalmes y derivaciones Deben asegurar una continuidad eléctrica, pero manteniendo siempre el nivel de aislamiento del cable y asegurar un gradiente eléctrico aceptable Conexión a través de manguitos y bridas, pero hay que tener en cuenta la reconstrucción del aislamiento, que se realiza mediante: - Encintado - Aporte de resinas - Manguitos termoretráctiles Nos aseguran el aislamiento debido Estanqueidad de la cubierta Continuidad eléctrica Gradiente de campo eléctrico aceptable o o o o
TENDIDO DEL CABLE El cable eléctrico puede estar: Directamente enterrado Profundidad mínima bajo acera 0,60 m Profundidad mínima bajo calzada 0,80 m Deben tener una cinta de señalización Entubado Diámetro mínimo de 0,14 m. y arquetas cada 40 m. para mantenimiento ó revisiones. Distribuido en galerías Deben ser visitables por operarios. Los pasillos deben tener unas dimensiones mínimas de ∅ 0,9 x 2 m de alto. Aquí tendremos los cables en bandejas Atarjeas ó canales revisables Son para zonas de acceso restringido Bandejas, soportes ó directamente sujetos a la pared Se utilizan en instalaciones de interior Fondos acuáticos -
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Manguito retráctil en frio
Derivación a línea subterránea
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MODELIZACION DE LINEAS Comportamientos físicos: 1 – Disipación de energía en conductores
R ( Resistencia )
2 – Almacenamiento de energía en forma de campo magnético
L ( Inductancia )
3 – Disipación de energía en aisladores
G ( Conductancia )
4 – Almacenamiento de energía en forma de campo eléctrico
C ( Capacidad )
Vamos a estudiarlo tanto en líneas aéreas como en subterráneas Vamos a suponer que se dan: • Líneas cortas
Concentrados en un punto de la línea. No tenemos en cuenta la longitud de la línea. Las magnitudes eléctricas se distribuyen instantáneamente.
• Líneas largas
Distribuidos a lo largo de la línea y las magnitudes serán kilométricas ó por unidad de longitud. La longitud de la línea puede ser importante. Ej. línea de 300 Km. La corriente tarda 1 ms en recorrer la línea y comparando con la onda que es de 20 ms si tiene importancia. Tiene más precisión.
Por unidad de longitud tenemos los parámetros:
RK
LK
GK
CK
XK (Reactancia)
XK = w LK = 2 Π f LK
BK (Susceptancia)
BK = w CK = 2 Π f CK
Impedancia ZK = RK + j XK Admitancia YK = GK + j BK EN LINEAS AEREAS Conductores en haz. Son varios conductores en paralelo por fase, espaciados por separadores. Esto se hace para evitar el efecto corona. Hay 3 tipos de disposición geométrica: •
Duplex → formados por 2 conductores
•
Triplex → formados por 3 conductores
•
Cuádruples → formados por 4 conductores
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EFECTO CORONA Es un halo azul luminoso que se forma alrededor de los conductores que es visible en la oscuridad Se forma cuando el gradiente eléctrico radial del conductor es mayor que la rigidez dieléctrica del aire. En ese momento se producen corrientes de fuga por el aire que rodea el cable y esto produce el halo azul luminoso y esto produce unas pérdidas. Depende de : •
Condiciones atmosféricas. Condiciones de humedad y presión.
•
De la disposición geométrica de los conductores
Para el cálculo del efecto corona tenemos las fórmulas de Peer.
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R - RESISTENCIA Es la causa principal de las pérdidas en la línea. Mide la oposición del conductor al paso de corriente. Se mide en
Ω
Depende de: − Temperatura
− Frecuencia
No tiene la misma resistencia en continua que en alterna R CA > RCC RCA = Pérdidas / I2 Fenómenos que afectan a la resistencia: Efecto
Skin (pelicular)
Se demuestra que la densidad de corriente en la periferia del conductor es mucho mayor que la densidad en el centro. La corriente tiende a circular por la periferia del conductor, con lo que se reduce el área efectiva de circulación. Este efecto aumenta con la frecuencia. Efecto
Proximidad
Influencia que tienen los conductores entre si. Estos dos efectos nos aumentan las pérdidas de Joule. Pérdidas
Magnéticas
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L - INDUCTANCIA Todo conductor por el que circula una intensidad de corriente genera un campo magnético alrededor del conductor. Va haber un flujo variable y se va a inducir una tensión. Se produce por la variación del flujo en la línea. Provoca una caída de tensión en la línea. La intensidad variable provoca un flujo variable, se induce una fuerza electromotriz en el conductor. Se mide en H (Hennios) Wb/A Weber/Amperio Hay que tener en cuenta: Flujo interior Flujo exterior
Depende de: • Disposición geométrica de los conductres • Medio en el que se encuentran los conductores y viene representado por µ → permeabilidad
Reactancia Inductiva : X K = 2 Π f LK LINEA TRIFASICA. Suponemos que los 3 son iguales. La posición no es simétrica. El flujo magnético que afecta a cada una de las fases es diferente. Tengo 3 coeficientes de inducción diferentes. La caída de tensión en cada fase es diferente, ya que la impedancia también lo es. Por tanto el sistema de tensiones es desequilibrado en el extremo receptor. Para solucionar esto se recurre a la transposición de conductores. Consiste en intercambiar la posición de los conductores a intervalos regulares.
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C - CAPACIDAD C = Q / V
F (faradios) C/V
Carga distribuida por la superficie de los conductores por unidad de potencial. La línea está recubierta por un aislante (dieléctrico), tiene una capacidad. Los conductores actúan como armaduras del condensador y el aire hace de dieléctrico. También ocurre entre los conductores y tierra. Es decir, siempre que tengamos diferencia de potencial. Para una línea trifásica
La capacidad no aumentará porque elevemos las torres de los conductores. Se desprecia porque la altura es mucho mayor que la distancia entre conductores que son las principales.
Va a depender esta capacidad de: • La geometría. De la disposición geométrica de los conductores. • El medio, representado por ε → permeabilidad
Por este efecto nos conviene también hacer transposición de conductores. Si aumentamos la distancia de separación de los conductores de fase es decir R ó d, aumentamos su GMR, el denominador disminuye por lo que aumenta la capacidad.
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G - CONDUCTANCIA Refleja las corrientes de fuga, debido a que el aislamiento no es perfecto. Es igual a una intensidad entre la tensión, ó la pérdida en los aisladores entre la tensión al cuadrado.
Este parámetro varía mucho y depende de: •
Condiciones atmosféricas
•
Nivel de tensión
•
Tipo de aisladores
•
Nº de aisladores de las cadenas
•
Del estado de limpieza de los aisladores
•
Del nº de apoyos de la línea
Ejemplo: −
En ambiente seco
→1–3w
−
En ambiente húmedo
→ 5 – 20 w
CORRIENTES DE FUGA: a) Pérdidas en los aisladores. No van a ser aislantes perfectos, siempre va haber una intensidad que se deriva por ellos. Para que fuese 0, tendría que tener una R= ∞ que es imposible, por la contaminación, suciedad, etc. Los aisladores necesitan limpieza ya que la suciedad que se deposita puede llegar a conducir. b) Efecto Corona. Va a consistir en la ionización del aire alrededor del conductor. El aire se va a ionizar y va a conducir corriente. El conductor crea un campo magnético, que si la intensidad es muy alta, ioniza el aire, de forma que se convierte en un conductor. El efecto corona va a producir unas pérdidas de potencia activa. El valor a partir del cual se produce el efecto corona es la Tensión Crítica Disruptiva.
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V CRITICA DISRUPTIVA
Efecto Corona
V CRITICA VISUAL
Efecto Corona Visible
VCRITICA VISUAL > VCRITICA DISRUPTIVA
Factores de los que depende: •
Dependiendo de las condiciones meteorológicas. V C aumenta en ambientes secos. Me interesa que la tensión que tenga sea menor que V C para que no se produzcan pérdidas por efecto corona.
•
Estado de la superficie del conductor V C aumenta con conductores lisos
•
Radio. VC aumenta cuando r aumenta. Me interesa conductores más grandes, el aire tiene así que soportar menos tensión.
•
Se suele poner conductores dobles (haces de conductores) para reducir el efecto corona.
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EN LINEAS SUBTERRANEAS R - RESISTENCIA
El efecto proximidad en líneas subterráneas es mayor ya que la distancia entre cables es mucho menor. Las pérdidas parásitas en las pantallas también nos van a influir. La resistencia de corriente alterna es mayor que en continua, debido al efecto Skin, por eso el conductor es cableado, no macizo.
L - INDUCTANCIA Va a ser menor que en líneas aéreas, ya que las distancias entre fases también son menores y el GMD disminuirá.
C - CAPACIDAD El aislante nos actúa de dieléctrico, entre la pantalla puesta a tierra y los conductores. El líneas subterráneas la capacidad es mucho mayor que en líneas aéreas.
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La pantalla normalmente puesta a tierra.
G – CONDUCTANCIA Vamos a tener fugas por el material aislante
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MODELOS DE LINEAS DE TRANSPORTE MODELO DE UNA LINEA – PARAMETROS DISTRIBUIDOS Vamos a modelizar la línea para poder calcular V e I en cualquier punto de la línea. Partimos de una línea monofásica.
El subrayado es porque son variables complejas. Queremos sacar una fórmula de I e V que son las genéricas
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Ahora calculamos las constantes K 1 y K2 y para ello aplicamos las condiciones de contorno. Aplicamos en el extremo receptor
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PARÁMETROS CONCENTRADOS CONSTANTES AUXILIARES DE UNA LINEA MODELO DEL CUADRIPOLO EQUIVALENTE
Nos Sirve para relacionar las magnitudes del emisor con las del receptor
No son números reales, son complejos
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Se va a utilizar este modelo para líneas > 250 Km En el proyecto de la línea, los parámetros kilométricos se calculan, pero en la explotación de la línea los parámetros van cambiando y entonces los parámetros se calculan mediante ensayos a) Ensayo de vacío Dejamos sin carga el receptor. La I2 = 0
b) Ensayo de cortocircuito Cortocircuitamos el receptor. La V 2 = 0
A y D serán muy parecidos en la realidad, aunque teóricamente deberían ser iguales.
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MODELO DE CIRCUITO EQUIVALENTE EN Es otro modelo de aproximación
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Π
EXACTO
MODELO
Π
SIMPLIFICADO
Trata que el cálculo sea más sencillo
MODELO DE LINEA CORTA En este modelo despreciamos la capacidad y la conductancia
Estos modelos son para monofásico CASO DE CIRCUITOS TRIFÁSICOS Tendrá 3 fases y estará equilibrado de tensiones y cargas. Calcularemos el circuito equivalente de una fase y los otros 2 serán desplazados 120º cada una, con los mismos valores de tensión e intensidad. Calcularíamos el circuito monofásico equivalente
Parámetros Distribuidos Cuadripolo equivalente Modelo en Π exacto
modelos más exactos y L > 250 Km
Modelo en Π simplificado
L 80 ÷ 250 Km
Modelo línea corta
L < 80 Km
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METODOS PARA LA REGULACIÓN DE LA TENSIÓN DE LA LÍNEA 1º) No se actúa sobre la carga
Control en el origen de la línea, regulando la tensión en bornes del generador
Elevar el nivel de tensión de la línea
Reducir la reactancia de la línea con condensadores en serie. Compensar la XL (reactancia inductiva) de la línea con condensadores en serie
Utilizar transformadores y autotransformadores con regulación de la relación de transformación (sería similar al primer caso, ajustamos el valor de la tensión)
2º) Se actúa directamente sobre la carga. Se compensa de diferente manera según sea una carga capacitiva ó inductiva a) Adición de condensadores en paralelo con la carga. Reducir la potencia reactiva que toma la carga (inductiva) de la red. Al colocar los condensadores mejoramos el factor de potencia. b) Línea en vacío, cargas muy capacitivas reactancias en paralelo. c)
predomina el efecto capacitivo de la línea. Se colocan
Compensadores sincronos permiten obtener potencia reactiva de ambos signos. La máquina sincronía que funciona como motor en vacío actuando sobre la excitación de la máquina consigo que se comporte como una carga capacitiva (Q positivo) ó una carga inductiva (Q negativo), según las necesidades del momento.
d) SVC Proporcionan potencia reactiva en ambos signos.
118
Tema 4. Centros de Transformación DEFINICIÓN Es una instalación que basándose en transformadores reduce la MT de la líneas de distribución a BT de líneas de utilización Es el último escalón del sistema de distribución.
MT 10 Kv 15 Kv 20 Kv
CT
Instalaciones de enlace y centros de transformación (Redes de MT y CT) Ediciones CEYSA Soledad Latorre y J.A. Navarro
BT 400 v 230 v
Van a ser el punto donde se separa la red de la compañía y la red del abonado (no siempre) También suele ocurrir que en el CT se colocan los equipos de medida para tarifar. (contadores) (no siempre) Son muy importantes su economía de instalación y su tamaño, ya que son muchos a colocar. Los sistemas de protección no son tan precisos, ni tan sofisticados, sólo se quedan sin energía algunos abonados, no toda la red. CLASIFICACION • Según el emplazamiento
A la intemperie ó exteriores . Son principalmente postes, nos dan menos problemas de espacio y son más baratos. En los de interior hay que pagar el terreno y realizar la construcción. A éstos centros le suelen llegar líneas aéreas de hasta 30 Kv. Sólo podemos utilizar transformadores hasta 160 KVA. En su diseño hay que tener en cuenta: ⊗ La climatología. Sobre todo heladas. ⊗ El viento. Puede volcar la torre. ⊗ Grado de contaminación existente en la zona. Corrientes de fuga. ⊗ Otros factores de riesgo.
119
CT de interior. Toda la aparamenta se sitúa en el interior de un edificio que puede ser construido exclusivamente ó añadido. Puede ser de obra civil ó prefabricado. Hoy día se tiende a que sean prefabricados. Están protegidos contra la climatología y otros. Su acceso está restringido. Aumentamos la seguridad. Principalmente prefabricados por: ⊗ Están normalizados. Construidos en serie con las mismas características. ⊗ Su durabilidad y su resistencia. Están preparados para resistir a la climatología. ⊗ Su economía, optimizando el espacio. Su cimentación sobre cama de arena de 150 mm. ⊗ Rapidez de montaje, desmontaje y transporte. ⊗ Adaptabilidad a cualquier tipo de disposición. ⊗ Facilidad de ampliación ⊗ Seguridad ya que están sometidos a controles de calidad y la aparamenta está protegida. ⊗ Tienen una estética uniforme. Tipos: - Superficiales - Semienterrados - Subterráneos. Rejillas horizontales / Rejillas verticales
• Según la utilización
120
De compañía. ⊗ Están destinados al suministro a varios abonados ⊗ Pertenecen a la propia empresa suministradora ⊗ No precisan ó disponen de equipos de medida para tarifar
De abonado ⊗ Están destinados al suministro a un único abonado ⊗ Son propiedad del cliente ⊗ Disponen de un equipo de medida ⊗ A veces el mantenimiento lo lleva la empresa suministradora quedándose con él, posteriormente con el tiempo.
• Según la conexión a la línea de distribución de MT
CT de punta ⊗ Se sitúan al final de una rama de distribución ⊗ Sólo tiene una entrada
CT de paso
CT de anillo ⊗ Son aquellos situados en una rama cerrada. Alimentada por dos extremos diferentes ⊗ Tienen 3 interruptores: De entrada de la línea De salida de la línea Para aislar el CT de la línea
⊗ Se sitúan en el medio de una rama de distribución ⊗ Tiene entrada y salida
CT
CT
CT
CT CT
CT CT
CT
CT
CT independiente ⊗ Son ramificaciones independientes para un solo CT
CT
121
Componentes de un CT: 1.
Acometida Es la entrada de la línea de distribución de MT. Puede ser: • Aérea, generalmente van a CT exterior • Subterránea
2.
Edificio (caso de CT interior) Puede ser: • De obra civil • Prefabricados. Mayores ventajas.
3.
Celdas de MT Es donde está situada toda la aparamenta de maniobra y protección en MT
4.
Transformador (Potencia) Disminuye de MT a BT Reduce la tensión de MT a BT. Puede ser: • Con aislante de baño de aceite • En seco con aislante de resina
5.
Equipo de medida (caso de ser de abonado) En CT de abonado. Se utiliza para tarifar.
6.
Cuadro de BT Va a disponer de toda la aparamenta de maniobra y protección de BT
122
TIPOS DE TRANSFORMADORES DE INTERIOR •
B 1 . Se utilizan para tensiones 230 / 132 v Potencias normalizadas : 160 – 250 – 400 – 630 KVA
•
B 2 . Se utilizan para tensiones 400 / 230 v Potencias normalizadas: 50 – 100 – 160 – 250 – 400 – 630 – 1.000 KVA
CUADRO DE BAJA TENSION Recibe el circuito de BT que sale del transformador y lo distribuye en un número determinado de circuitos individuales que irán a los consumidores. Hoy día se utilizan los cuadros de distribución modulares. Son módulos prefabricados que se instalan en el centro de transformación que se componen de: ⊗ Seccionamiento en la barra de entrada ⊗ Derivaciones a los consumidores. Recomendación UNESA 6 301 A EQUIPO DE MEDIDA Estarán en los CT de abonado. Miden la potencia consumida tanto activa como reactiva.
123
124
Relé Buchholz : avisa si hay una concentración de gases, aire ó disminución del nivel de aceite en el transformador. Desecador: deseca el aire que entra en el transformador, ya que la humedad perjudica el aceite.
125
Tema 5. Puestas a tierra Definición: Es una conexión conductora que puede ser intencionada ó accidental, por medio de la cual un circuito eléctrico se conecta a tierra. Tambien se puede conectar a un cuerpo suficientemente grande que cumpla esa función. Características: • La capacidad de tierra es mayor que la capacidad del sistema
CTIERRA >>> CSISTEMA
• El potencial de tierra es más o menos constante V TIERRA ≈ Constante
Funciones básicas de un sistema a tierra: ⇒ Garantizar que en cualquier condición de servicio la diferencia de potencial entre las diferentes piezas
metálicas expuestas, se encuentren por debajo de un umbral de seguridad.
⇒ Garantizar en caso de falta, que toda la corriente de falta retorne a la fuente de forma segura. Poder controlar
la corriente de falta.
Para garantizar esto la impedancia de puesta a tierra debe ser lo suficientemente baja como para que las protecciones que operan en el sistema detecten la falta. En un caso ideal Z PT → 0 pero como esto es ideal se intenta que ZPT . IFALTA < VMAX Las puestas a tierra son complejas ya que hay una gran variedad de instalaciones y gran variedad de tipos de falta. •
Faltas a frecuencia industrial
•
Faltas de origen atmosférico
En su diseño buscamos 4 objetivos: 1.
Seguridad de las personas
2.
Protección de las instalaciones
3.
Mejora de la calidad de servicio
4.
Establecer un potencial de referencia (potencial de tierra)
Un sistema de puesta a tierra proporciona las siguientes ventajas al sistema: a) Proporciona una impedancia lo suficientemente baja para permitir la operación satisfactoria de las protecciones en condiciones normales b) Asegura que los seres vivos no estén expuestos a potenciales peligrosos en las proximidades de las instalaciones, tanto en las condiciones de servicio, como condiciones de falta. c)
Mantiene el voltaje del sistema dentro de unos límites razonables, de forma que no se excedan los límites de ruptura dieléctrica del aislamiento.
d) El sistema de puesta a tierra disipa las cargas electrostáticas y por ello estabiliza los voltajes fase – tierra en régimen permanente. Evita la acumulación de cargas estáticas, se descargan. e) Proporciona una plataforma equipotencial para el correcto funcionamiento del equipo electrónico, Elementos constitutivos de una puesta a tierra: 1) Electrodo de puesta a tierra Es el conductor ó conjunto de conductores enterrados que sirven para establecer una conexión con tierra. Todos aquellos conductores unidos al electrodo que no estén aislados de la tierra, pero en contacto con ella, formarían parte del electrodo. 2) Línea de tierra Es el conductor ó conjunto de ellos que unen el electrodo de tierra con una parte de la instalación que se tenga que poner a tierra, siempre y cuando los conductores estén fuera del terreno ó en él, pero aislados del mismo. La línea de tierra es cuando hay varias partes de la instalación que une los puntos de tierra. 3) Punto de puesta a tierra Es el punto situado normalmente fuera del terreno que sirve de unión de las líneas de tierra con el electrodo, puede ser directamente ó a través de líneas de enlace. 4) Línea de enlace Parte de la línea de tierra comprendida entre el punto de puesta a tierra y el electrodo, siempre y cuando fuera ó aislado del terreno. 126
RESISTIVIDAD DEL TERRENO Rpat = Resistencia total de puesta a tierra Rpat = Renlace + Rcontacto + Rsuelo
ρsuelo ≥ 1 Ω m
Renlace R≈ρ
<< Rsuelo
ρcobre = 1,7 10-8 Ω m
Rcontacto
es muy pequeña (pica)
•
Configuración geométrica del electrodo
•
Propia resistividad del terreno. Complicado por la heterogeneidad del terreno. Haremos simplificaciones.
Rpat depende de :
Está condicionada por: → →
Profundidad Condiciones atmosféricas
Debemos buscar la situación más adversa posible. Ejemplos:
Terrenos cultivables, fértiles y húmedos
ρ = 50
Terrenos cultivables poco fértiles
ρ = 500 Ω m
Suelos pedregosos desnudos y arenosos secos permeables
ρ = 3.000
Nos interesa resistividad pequeña. Un terreno heladizo hace que su ρ
Ω
m
Ω
m
aumente.
Factores que también afectan a la resistividad:
Campos eléctricos elevados. Pueden deteriorar el electrodo
Calentamiento del suelo. Por efecto Joule tiende a disminuir la resistividad.
127
POTENCIALES Y GRADIENTES
128
MEDIDA DE LA RESISTIVIDAD DEL TERRENO Es un parámetro fundamental Un sistema de puesta a tierra estudia esto en primer lugar.
A
≈
Suponemos un terreno homogéneo ó homogéneo a capas. METODO DE LAS 4 PICAS – METODO DE WENNER
V
Hincamos 4 picas en el terreno a una profundidad y distanciadas L Conectamos un circuito simple entre las dos picas extremas
L
La resistividad del terreno en ese punto a una profundidad H es:
L
L
ρ = 2 Π L V/I Depende de la profundidad H
H≈¾L
LMAX = 5 rh (radio equivalente)
H
Máxima longitud entre picas para cumplir lo anterior
ρ ≠ f(I) no es función de I . V e I van relacionadas, no hace falta utilizar grandes magnitudes.
TENSION DE PASO Y TENSION DE CONTACTO Tensión de paso V P es la diferencia de potencial entre dos puntos de la superficie del terreno separados por la distancia de 1 paso. Este paso suele ser de 1 metro. Tensión de contacto V C es la diferencia de potencial entre una estructura metálica puesta a tierra y un punto de la superficie del terreno a una distancia igual a la distancia horizontal máxima que se puede alcanzar, que suele ser 1 metro. Debemos poder movernos en estas zonas con seguridad Resistencia del cuerpo humano RH = 1 KΩ
Estas 2 junto con la resistividad nos sirven para el diseño de la resistividad El efecto pernicioso de VP y
VC va depender del tiempo. Fórmulas experimentales
ρS → resistividad superficial del terreno Kyn→
tabulados en dependencia del tiempo
129
VC será mayor cuanto menor sea el tamaño del electrodo a. VC ↑ a ↓ VC >> VP
ELECCION Y DIMENSIONAMIENTO DE LOS ELEMENTOS DE UNA PUESTA A TIERRA Vamos a seguir un criterio: evitar un excesivo calentamiento de los elementos T ↑ →
ρ↑→
R↑
Línea de tierra Características:
Tener conductores con una adecuada resistencia mecánica para posibles esfuerzos mecánicos.
Conductores con elevada resistencia a la corrosión
Recorrido de los cables lo más corto posible. Evitar curvaturas. La curvatura nos acaba produciendo una reactancia elevada y a su vez una impedancia en caso de frecuencias elevadas en fenómenos atmosféricos.
No colocar ni fusibles, ni interruptores. Seccionadores se pueden colocar.
Utilizar conductores desnudos en el exterior y visibles.
Corrección en los empalmes. Si tomamos como temperatura máxima TMAX = 200 ºc
Electrodo de tierra Características:
Utilización de elementos metálicos Elevada resistencia a la corrosión Materiales Cobre, Acero, cobre-niquel, acero galvanizado. Están normalizados El material más utilizado es el cobre. Se le suele estañar para hacerle más resistente a la corrosión.
DISPOSICIONES DE LOS ELECTRODOS ⊗
Picas ancladas ó clavadas en el terreno No es necesario excavar y podemos alcanzar mayores profundidades
⊗
Varillas, barras ó cables enterrados en forma radial, mallada y anillo Se suele utilizar una malla de cobre de 95 mm 2. Conductores desnudos y enterrados 40 a 100 cm. Distancia entre conductores entre 2 y 6 m.
⊗
Chapas ó placas enterradas
Si queremos hablar de puesta a tierra ideal depende de :
130
Resistividad del terreno
VC Tensión de contacto
VP Tensión de paso
Su cálculo es complicado e impreciso por:
Dificultad en los cálculos a realizar. Se suelen utilizar ordenadores.
Incertidumbre en la medida de la resistividad del terreno.
Los modelos matemáticos a utilizar son modelos muy simples.
Al final utilizaremos un ajuste iterativo.
PUESTA A TIERRA DE PROTECCION Y PUESTA A TIERRA DE SERVICIO Se utilizan para tensiones V > 1.000 v y para niveles de tensiones diferentes.
De Protección Es una conexión directa a tierra de las partes conductoras de los elementos de una instalación no sometida normalmente a tensión eléctrica. Se puede poner por descargas accidentales, mala protección, etc. Su función es proteger a las personas frente a tensiones peligrosas. Su electrodo principal son varias picas clavadas en el suelo a profundidades de 0,5 m. Las picas estarán unidas por conductores de cobre de 35 a 50 mm2 de sección y buscamos resistencias R<10 Ω Se exige que las distancias entre picas sea por lo menos de 2 metros. Se ponen a tierra: − Chasis y bastidores de aparatos de maniobra − Envolventes de los conjuntos de armarios metálicos − Puertas metálicas de los locales − Vallas y cercas metálicas − Columnas, soportes y torres de subestaciones − Armaduras de los soportes de alta tensión − Blindajes metálicos de los cables − Tuberías ó conjuntos metálicos − Carcasas de generadores, transformadores y motores − Hilos de guarda y cables de tierra en líneas aéreas
De Servicio Es una conexión que tiene por objeto unir a tierra parte de las instalaciones que están normalmente bajo tensión. Su función no es proteger personas, sino el funcionamiento del sistema. Tiene que estar al menos a 20 m. de las tierras de protección para que no interactúen. Hay que conseguir R < 10 Ω. Se suelen excavar a más profundidad ≈ 1 m. Se ponen a tierra: − Los neutros de trafos ó alternadores
131
− Circuitos de BT de los trafos de medida − Descargadores y pararrayos − Puesta a tierra de los seccionadores
132
Tema 6. Baja Tensión ESQUEMAS DE DISTRIBUCIÓN (Instrucción MIBT 008- Puesta a neutro de masas de redes de distribución)
Un esquema de distribución nos influye en: •
Determinación de las características de las medidas de protección a adoptar como: Contacto directo Sobreintensidades – –
•
Determinación de las especificaciones de la aparamenta
La denominación viene dada en función de una nomenclatura NOMENCLATURA Depende de 2 criterios:
a) Tipo de conexión a tierra de la alimentación ó del extremo emisor b) De las masas de la instalación receptora Se compone de dos letras que definen el esquema 1ª letra) Se va a referir al tipo de conexión a tierra de la alimentación
T I
Conexión directa de un punto de la alimentación a tierra
→
→
Nos indica que tenemos un aislamiento ó conexión a través de impedancia lo suficientemente grande
2ª letra) Hace referencia a la conexión de las masas de las instalaciones receptoras a tierra
T N
Conexión directa de las masas a tierra independientemente de la puesta a tierra de la alimentación
→
→
Tenemos una conexión de las masas al mismo punto de conexión de la alimentación a tierra, generalmente este punto es el neutro, por eso se le denomina N
Existen 2 letras más auxiliares. Hacen referencia a la posición relativa de los conductores de neutro y conductores de protección:
C S
→
→
Nos indica que los conductores de neutro y protección se encuentran combinados en un solo conductor Nos indica que los conductores de neutro y protección se encuentran separados, conductor de neutro y conductor de protección.
R S T N Transformador Puede estar: AISLADO
Masas
CON IMPEDANCIA Las masas son las carcasas, etc. elementos metálicos que tiene la instalación receptora
133
ESQUEMA DE DISTRIBUCION EN FUNCION DE LAS PUESTAS A TIERRA • Esquema TN
T N
→
→
Conexión directa a tierra de la alimentación Las masas conectadas al mismo punto de conexión que la alimentación a tierra.
Subesquemas: − Esquema TNS
S
→
Los conductores de neutro y protección están separados
R S T N CP
Masas
Conductor de Protección
− Esquema TNC
Los cables de neutro y protección están combinados en un único cable llamado CPN (Conductor Protección Neutro)
R S T CPN Masas
Conductor de neutro y protección es el mismo
CP
− Esquema TNCS
Los conductores de neutro y protección están combinados en un solo cable en una parte del esquema
R S T
CPN CP Masas
134
CP
Masas
N
CONSECUENCIAS DE UN DEFECTO FASE-MASA Cuando tengamos un defecto fase masa (cable pegado p.e.) derivará una intensidad de valor elevado. Vamos a tener un cortocircuito fase-neutro e implica una intensidad de cortocircuito elevada y las masas tendrán un potencial elevado peligroso. Si se tocan nos quedamos pegados. Es importante que las protecciones disparen, es imperativo.
R S T N
En caso de defecto fase-tierra la intensidad de efecto circulará por un bucle de cables metálicos, por eso tenemos intensidades elevadas, no hay resistencia a su paso.
Masas
• ESQUEMA TT
T T
→
→
Conexión directa a tierra de la alimentación Las masas de la instalación receptora están conectadas a tierra independientemente de la conexión a tierra de la alimentación. Tierra separada.
Si se produce un defecto fase-masa, tambien alcanzan intensidades de defecto altas, pero tanto como anteriormente, pero suficientemente elevadas como para generar potenciales en la masa peligrosos.
se R no S
T N
El circuito que se crea es a través de tierra. La que vencer la resistencia de tierra.
intensidad tiene
Masas
También EL disparo de las protecciones es imperativo
20 Ω
VC 10 Ω
• ESQUEMA IT
I T
→
Punto alimentación aislado ó conectado a tierra por medio de una impedancia
→
Masas conectadas directamente a tierra.
En este tipo de esquemas se aconseja no distribuir el neutro.
R S T
Las intensidades de defecto resultantes son bastante pequeñas y por lo tanto los potenciales que adquieren las masas no resultan peligrosos. Zpat
Masas
135
- Primer defecto fase-masa
La Id está limitada por el valor de la impedancia, suficientemente grande para que sean suficientemente pequeñas Id y Vc también.
- Segundo defecto de aislamiento
Antes de que las protecciones eliminen el primero, se produce un segundo defecto.
R S T
Masas
Masas
Tenemos un cortocircuito fase-fase, el bucle se cierra a través de conductores metálicos. La impedancia no actúa para nada. Tenemos intensidades y potenciales en las masas peligrosas que debemos proteger, tenemos una I CC → el disparo imperativo SELECCIÓN DEL TIPO DE ESQUEMA Es un compromiso técnico y económico a la hora de elegir el esquema. Es esquema más económico es
→TN
El esquema más fiable es
→IT
También hay que tener en cuenta el tipo de instalación donde nos movemos. Dos tipos de instalaciones: 1.
Instalaciones receptoras alimentadas directamente de una red de distribución pública. Se exige una conexión del neutro a tierra por reglamento. Es decir se va a utilizar prácticamente siempre el esquema TT
2.
Instalaciones receptoras de BT alimentadas por centros de transformación de abonado. En este caso podemos elegir cualquiera de los 3 pero en el TN el reglamento exige una serie de restricciones.
PROTECCIONES EN BAJA TENSIÓN Su función es disminuir los efectos perniciosos que pueden tener en los equipos ó personas por una mala utilización ó efectos de equipos eléctricos. Protegen: • Instalaciones. Contra los efectos de: sobrecargas en la red, cortocircuitos y sobretensiones. Es decir contra
sobreintensidades.
− Sobrecarga. Es la aparición de intensidades por encima de la nominal I > I N . Los equipos pueden sufrir
daños.
136
− Cortocircuito. Es poner en contacto 2 puntos a diferente potencial, aparecerá una intensidad de
cortocircuito y ésta es mucho mayor que la nominal. I CC >>> IN
− Sobretensiones. Son las ocasionadas por la caída de rayo por ejemplo. Debido a las condiciones
atmosféricas (pararrayos)
• Personas
Se deben proteger contra: − Contacto Directo. Es entrar en contacto la piel de la persona con un punto de la instalación que
normalmente se encuentra bajo tensión. Por ejemplo, un cable pelado.
− Contacto Indirecto. Es contra aquellos puntos de la instalación que normalmente no están bajo tensión,
pero que en el momento del contacto, por un defecto, si están bajo tensión (defecto aislamiento, defecto fase-tierra, etc.)
TIPO DE PROTECCIONES Nos las impone el RBT Reglamento de BT, que es de cumplimiento obligatorio. • PROTECCIÓN INSTALACIONES
Protegemos contra sobreintensidades. Todos los conductores estarán protegidos contra sobreintensidades (incluso el neutro), excepto los conductores de protección, que son los que conectan las masas a tierra. − Contra SOBRECARGAS utilizaremos:
Fusibles
Menor poder de corte que los siguientes
Interruptores Automáticos TÉRMICOS
− Contra CORTOCIRCUITOS utilizaremos:
Fusibles
Interruptores Automáticos magnéticos ICC > ISOBRECARGA
Las protecciones se van a situar en el origen de cada circuito por lo general. También en los puntos en los que la intensidad admisible se vea disminuida • PROTECCIONES DE LAS PERSONAS − Contactos Directos. Se adoptan distancias de seguridad. Suelen ser en torno a
1 metro, es decir, lo que se puede alcanzar con la mano.
Hacia los laterales y hacia abajo 1 metro y hacia arriba 2,5 metros. También poner todo tipo de obstáculos y aislamientos para que esos puntos de tensión no estén al alcance de las personas − Contactos Indirectos
Depende de las condiciones. Hay una clasificación:
Lugares secos hasta 50 v (tensiones fase-tierra) Lugares húmedos → hasta 24 v
Locales > 50 v. Sólo precisan protecciones:
No precisan protecciones
Instalaciones de aire Cocinas (agua) Cuando el suelo sea conductor
Locales > 250 v. Siempre se precisan protecciones.
Generalmente utilizaremos los Interruptores Diferenciales DISPOSITIVOS DE PROTECCIÓN Fusibles
Protección de equipos contra sobreintensidades
Interruptores automáticos Interruptores diferenciales →
Protección de personas contra: Contactos Directos y Contactos Indirectos
137
INTERRUPTORES DIFERENCIALES La función final es evitar el paso de corriente de intensidad peligrosa por el cuerpo humano. El efecto pernicioso depende de la magnitud y del tiempo. Tienen 2 sensibilidades en función de su grado.
30 mseg.
300 mseg.
Resistencia cuerpo humano mínima R h ≈ 550 Ω Despreciando el resto V = 220 v
V = R I → Id = 400 mA intensidad de defecto
Según la gráfica podría tardar el diferencial hasta 60 mseg. CURVA CARACTERÍSTICA DE UN INTERRUPTOR DIFERENCIAL
FUNCIONAMIENTO: Partes:
Transformador toroidal
Relé electromecánico
Sistema de conexión y desconexión
Sistema de prueba ó test
Se basa en la suma de intensidades que confluyen en un punto debe ser nula (1ª ley de Kirchoff)
138
La sensibilidad dependerá de IS y así mismo de la resistencia de puesta a tierra. IFASE = I N → mide y si no es así, dispara
Resistencia de puesta a tierra •
Instalaciones secas
R
•
Instalaciones húmedas R
≤
50/IS ≤
Nos recomienda tambien que R < 37
IS → Intensidad admisible ó sensibilidad. Viene del fabricante
24/IS
Ω
para 650 mA
− Instalaciones para viviendas
R
− Edificios con pararrayos
R < 15
− Edificios de max. seguridad
R<5
Ω
− Edificios con ordenadores
R<2
Ω
≤
80 Ω Ω
Botón de test. Comprueba que el diferencial funciona correctamente. Cortocircuita fase-neutro y el relé manda actuar al interruptor. SELECTIVIDAD DE UN DIFERENCIAL Buscamos la máxima selectividad. Con varias cargas, puede que sólo una falle, luego sólo debe actuar sobre esa carga el sistema de protección. Se reparte en varios circuitos y se protege cada uno por separado. También hay que coordinarlos en su tiempo de actuación y en sus sensibilidades.
Aguas arriba tendremos los diferenciales con mayores tiempos de actuación y mayores valores de intensidad admisible IS.
Distribución según esquemas
139
Sistema TT Con neutro a tierra
Con ese diferencial vale
Masas con la misma tierra
Vale con conectar un diferencial en el origen. Masas con diferentes tierras
Diferencial en el origen y al comienzo de cada carga También este sistema de colocación de diferenciales vale con esquemas IT
140
OTRO ESQUEMA DE DIFERENCIAL
En condiciones normales de funcionamiento I 1 = I2 → ∅ = 0 Los flujos que circulan en el transformador toroidal son iguales y de sentido contrario, se anulan y el secundario que será el del relé es cero y el relé no actúa. Con defecto fase-masa y hay derivación a tierra, en es caso aparece la intensidad de defecto Id y aparece un desequilibrio entre I1 y I2 I1 ≠ I2 → ∅ ≠ 0 e induce intensidad en el secundario, que leerá el relé ISEC ISEC será proporcional a I d La sensibilidad del relé ó diferencial va a depender del valor de la resistencia puesta a tierra. Sensibilidad del relé → IS Actuará cuando ISEC > IS Rpat (Importante)
IS la voy a elegir en función de la resistencia de puesta a tierra que tengan las masas
Tambien podemos utilizar diferenciales con esquemas TN en 3 casos:
Cuando tengamos longitudes de cable importantes
Cuando el circuito alimenta a conexiones móviles
Cuando tengamos riesgo de ruptura del conductor de protección
141
INTERRUPTORES AUTOMATICOS Es un interruptor destinado a protección de instalaciones ó equipos ante sobreintensidades, por sobrecargas ó cortocircuitos Su función es interrumpir circuitos eléctricos ante sobreintensidades. Se caracterizan en que precisan una fuerza exterior para que los conecten, sin embargo, se desconectan por sí solos ante algún defecto mencionado.
TIPOS:
142
Térmicos
Magnéticos
Magnetotérmicos
143
INTERRUPTOR AUTOMÁTICO TÉRMICO Se utiliza para cortar sobreintensidades ligeramente superiores a la intensidad nominal, es decir, sobrecargas. Principio: Se basa en una lámina bimetálica que se deforma por efecto Joule al paso de la corriente por ella. Su deformación aumenta con la intensidad y llega un momento que toca un mecanismo y dispara el interruptor.
CURVA CARACTERÍSTICA DE UN INTERRUPTOR AUTOMÁTICO TÉRMICO
Para 3 A no hay desconexión, la deformada no es suficiente para desconectar. Para 30 A tardará 15 seg. Es bastante tiempo, por eso se utiliza para sobrecargas (ligeramente superiores a la nominal)
Margen de error
144
INTERRUPTOR AUTOMÁTICO MAGNÉTICO Va a actuar ante sobreintensidades de valor importante ↑↑↑ IN , es decir, en cortocircuito Se basan en el movimiento de un núcleo de hierro dentro de un campo magnético proporcional a la intensidad que circula. El núcleo baja, hace contacto y desconecta el circuito.
CURVA CARACTERÍSTICA DE UN INTERRUPTOR AUTOMÁTICO MAGNÉTICO
Con I < 4,5 A no actúa, con I > 4,5 A actúa y rápido, prácticamente inmediato.
145
INTERRUPTOR AUTOMÁTICO MAGNETOTÉRMICO Es una combinación de las 2 anteriores Tienen 3 sistemas de desconexión.
Manual Térmico Magnético
A → Zona de actuación térmica B → Zona magnética 3,5 IN C → Zona indefinida, actúa indistintamente el térmico ó magnético
Escalas logarítmicas 146
Existen diferentes tipos de curvas dependiendo de la utilidad (hemos visto la típica) Curva B → Para líneas largas y la intensidad de corte 3 – 5 I N Curva C → De uso general para 5 – 10 I N Curva D → Protección de motores para 10 – 15 I N. En el arranque de motores se consumen I muy elevadas, hay que darle margen elevado.
ICS → Poder de corte en servicio. Capacidad de eliminar cortocircuitos pero en valores inferiores a la intensidad de cortocircuito. Se expresa en % de ICU ICU → Poder de corte último. La máxima intensidad de cortocircuito que es capaz de cortar antes de estropearse. ICU >> ICC Estas características las define el fabricante. CLASIFICACIÓN
De actuación rápida o o o
De 10 – 25 ms tiempo de actuación Intensidad de cortocircuito 35 – 50 KA En caja moldeada
Con limitación de corriente o o o
Tiempo de actuación < 10 mseg Intensidad cortocircuito 50 – 200 KA Pueden ser de caja moldeada ó abiertos
147
Selectivos o o o o
Tiempo de actuación 30 – 40 mseg ICC 50 – 100 KA Son abiertos Se caracterizan porque son capaces de actuar con un retardo (no inmediatamente) por razones de selectividad. Suele estar entre 0,1 y 0,5 seg
TIPOS DE INTERRUPTORES AUTOMATICOS • Ias → Interruptores automáticos. Su rango de calibre 40 – 250 A Norma 60.947 • Pias → Pequeños interruptores automáticos. Su rango de calibre 6 – 63 A Norma 60.898. Poder de corte 3 – 6 KA
Característica I2t (también para fusibles) (Criterio para disparo) Está relacionada con la energia específica que se genera en el cable. Dependiendo de ello, puede haber o no fusión en los conductores. Necesitamos que el interruptor nos corte la corriente antes de que se fundan los conductores. I2tLINEA CONDUCTORES > I2tFUSIBLE
INTERRUPTOR
FUSIBLES Van a ser encargados también de proteger instalaciones ó equipos ante sobreintensidades Son el medio más antiguo de protección de circuitos Principio de funcionamiento:
Por fusión, por Efecto Joule (una lámina ó un hilo colocado en el circuito) al circular una intensidad muy elevada. • Sección circular para intensidades pequeñas • Formado por láminas para intensidades elevadas
El material es metálico ó aleación con un bajo punto de fusión. Ejemplo: plomo, estaño y zinc
PARTES DE UN FUSIBLE
NOMENCLATURA: Por 2 letras • 1ª letra (minúscula) puede ser:
g → de uso general → I = 1,6 I N a → de acompañamiento a otro sistema de protección → I = 3 – 4 I N
• 2ª letra (mayúscula) puede ser:
G → de uso general L → para cables y conductores M → para motores y equipos de maniobra B → equipos de minería R → para semiconductores
Ejemplo:
148
gL → de uso general para cables aM → acompañamiento para motores
Características que definen un fusible
a) Intensidad Nominal. Intensidad Nominal es la intensidad normal de funcionamiento para la que está diseñado el fusible. b) Poder de corte. Máxima intensidad de cortocircuito que puede interrumpir el fusible (6.000 – 100.000 A) El tamaño del fusible para una misma I N dependerá del poder de corte para el que está diseñado
Curva característica Respuestas: Lentas → ante sobrecargas Rápidas → ante cortocircuitos
c)
Corriente límite de fusión I f . Es la intensidad a partir de la cual funde el fusible I f ≈ 2 IN
INCONVENIENTES 1º) Imprecisión de la curva de fusión del fusible. 2º) Los fusibles están uno en cada fase. Si una fase supera I f rompe ese fusible, pero las otras fases funcionan. Es decir tiene independencia de corto en las fases y ese es un problema. 3º) Cuando se funde el fusible, hay que cambiarlo, y eso lleva gasto económico y mano de obra especializada.
149
Tema 7. Instalaciones en Viviendas DERIVACION DE CARGAS EN UN EDIFICIO DE VIVIENDAS (INST. 010) La carga de la vivienda estará condicionada por el nivel ó grado de electrificación. Hay 4 niveles de electrificación:
Nivel Mínimo
Sup (m2)
Pot. Max.
80 m2
3.000 W
≤
Nivel Medio
≤
150 m2
5.000 W
Nivel Elevado
≤
200 m2
8.000 W
Nivel Especial
> 200 m2
...
Carga total prevista en un edificio de viviendas a) Carga prevista en las viviendas + b) Carga prevista en locales comerciales y servicios generales y oficinas a) Carga prevista en las oficinas Nº viviendas x Pot. Máx. c/ vivienda x Coef. simultaneidad Nº de abonados Tablas
nivel de electrificación
La Pot. Máx c/ vivienda está tabulada b) Locales comerciales y servicios generales y oficinas b.1) Servicios generales −
Ascensores
−
Alumbrado
−
Aire Acondicionado
−
Calefacción
−
etc
tabulado
Según fabricante
b.2.) Locales Comerciales Se estima en el reglamento 100 w / m 2 de local y como mínimo 3.000 w b.3.) Garajes Se estima 10 w / m 2 de superficie ELEMENTOS EN INSTALACIÓN DE EDIFICIO DE VIVIENDAS 1ª) Acometida (INST. 011 ) (002 – 008) Es la parte de la instalación de enlace comprendida entre la red de distribución pública y la caja general de protección del edificio. Una sola acometida por edificio. Tendrá 3 conductores por fase y 1 conductor de neutro. El material de los conductores será cobre ó aluminio y tiene que estar protegido con aislante de hasta 1.000 v Tipos de acometida: 1.a) Aérea
150
1.b) Subterránea (normalmente) Los conductores deben alojarse en un tubo rígido de ∅MIN 120 mm y ∅MAX 600 mm. La acometida pertenece a la compañía distribuidora y ello define el tipo y naturaleza de la acometida. Condiciones para el trazado de la acometida. • Que la canalización sea lo más corta posible • Deberemos ubicarla de forma no provisional • No se deben superar ángulos de 90º y el radio de curvatura debe ser al menos 10 veces mayor que el
diámetro exterior de la acometida
• Si tenemos canalizaciones paralelas deben estar separadas 50 cm. • En las canalizaciones con cruzamiento debe haber 20 cm. Mínimo de separación • Se debe evitar el trazado por lugares de tránsito de vehículos ó personas
2ª) Caja General de Protección (MIEBT 012) Es la caja que aloja los elementos de protección de la línea repartidora. Tambien se llama caja de acometida. Marca el límite entre la propiedad del abonado y la compañía distribuidora. Elementos: •
Portafusibles, separados por aislamiento
•
Borne de conexión para el neutro
•
Si la caja es metálica un borne para el conductor de protección (masas a tierra)
El emplazamiento es en un lugar fácilmente accesible y por lo general la fachada. Esquemas más importantes: 7, 9 y 10 - 7 Tiene entrada y salida por el inferior de la caja para instalación de exterior
- 9 Acometida por el inferior y salida por la parte superior Diseñado para instalaciones de interior
- 10 Es el más usado. Igual al 9 pero se le añade un puente para conectar con otra caja.
151
3ª) Línea Repartidora (MIEBT 013) Es una conducción eléctrica que enlaza la caja general de protección con la centralización de contadores del edificio. En viviendas unifamiliares no habrá línea repartidora. Tendremos tantas líneas repartidoras como cajas generales. Elementos: • 3 conductores de fase
aislamiento de hasta 1.000 v
• 1 conductor de neutro • 1 conductor de protección → aislamiento 750 v
Tendremos conductores unipolares de cobre Constitución: →
Cables ó conductores aislados en el interior de tubos empotrados
→
Cables ó conductores aislados en el interior de tubos de montaje superficial
→
Cables ó conductores aislados en canalización prefabricada
→
Cables ó conductores aislados con cubierta metálica en montaje superficial
TUBO DE PROTECCIÓN Tienen que ser:
Tubos rígidos
Diámetro que permita ampliar la sección del conductor en un 100 %
Deben ir en una canalización de 30 x 30 mm. en el hueco de la escalera, en su pared
El reglamento limita la caída de tensión a 0,5 % cuando tengamos contadores concentrados como caída máxima y del 1 % cuando estén distribuidos por plantas 4ª) Centralización de contadores (MIEBT 015 y 011) Es el conjunto de contadores situados en un mismo local que se instala sobre elementos modulares prefabricados y alimentados desde una línea repartidora Unidades funcionales (3): 1ª) Embarrado General y Fusibles de Protección 2ª) Aparatos de medida 3ª) Embarrado de Protección y bornes de salida Los módulos tiene que cumplir las siguientes normas: a)
Tienen que estar construidos por material aislante y resistente a la corrosión. Autoextinguible.
b)
La tapa delantera debe ser transparente y precintable
c)
Totalmente accesible por la parte frontal
d)
Los embarrados deben estar formados por pletinas de cobre
Hay 2 tipos de contadores
Para viviendas
Para locales comerciales y servicios generales
Distribución de los contadores →
Podemos tenerlos concentrados en un solo punto
→
Distribuidos por plantas en los casos siguientes: • • •
Más de 48 viviendas Más de 12 plantas Más de 14 viviendas/planta
Condiciones que debe cumplir el local donde se encuentran los contadores: a) Local de fácil y libre acceso b) Evitar humedades en el mismo c)
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Local ventilado
d) Por encima del nivel freático del lugar e) Debe tener un sumidero f)
La puerta de acceso debe ser normalizada con dimensiones mínimas de 70 x 200 cm. Debe abrir hacia el exterior y el cierre debe ser normalizado por la compañía suministradora
g) La altura mínima 2,30 metros h) La distancia entre un módulo y cualquier obstáculo debe ser de 1,10 m. i)
No debe estar situado próximo a locales con riesgo de incendio y puedan darse vapores corrosivos
j)
No debe estar atravesado por ninguna conducción eléctrica de otra instalación.
k) La resistencia de las paredes debe ser al menos de un tabicón, tabique de 9 cm. de ladrillo hueco. l)
Debe poseer alumbrado de emergencia
m) Si el edificio tiene una demanda > 50 KVA se le exige un centro de transformación n) El acceso debería ser desde la calle y si no es así, debe tener 1,5 m. de ancho y 2,8 m. de alto, el pasillo. 5ª) Derivación Individual (MIEBT 014) Es la línea que sale de los contadores. Son las líneas que unen desde la centralización de contadores, el contador de cada abonado con el ICP instalado en el interior de la vivienda ICP →
Interruptor de potencia Interruptor Control de Potencia Mide que la potencia consumida no sea superior a la contratada
Formas de realizar las derivaciones: a) Con conductores aislados en el interior de tubos empotrados b) A través de canalizaciones prefabricadas c)
Con conductores aislados con cubierta metálica y en montaje superficial
d) Con conductores aislados en el interior de tubos, y en montaje superficial El diámetro de los tubos deben ser tal que nos permitan ampliar en al menos el 50 % la sección del conductor. Se usan diámetro mínimo de 23 mm. Normas a cumplir en la instalación de los tubos protectores •
Los tramos rectos sin registro no deben ser superiores a 15 metros
•
La profundidad de las cajas de registro debe ser al menos 1,5 veces el diámetro del mayor tubo en la canaladura
•
Entre 2 registros consecutivos no se realizarán más de 3 curvas de 90º
•
La distancia entre tubos al menos de 5 cm.
•
Si hay 2 filas de tubos deben estar separadas 15 cm
•
Debe colocarse una placa cortafuegos al menos cada 3 plantas
Los conductores serán de cobre con aislamiento al menos de 750 v
Las caídas de tensión admisibles serán
Contadores totalmente concentrados → 1 %
Contadores por plantas →0,5 %
Es al revés que con la línea repartidora, en un caso u otro las líneas son más largas I C P (Interruptor de Control de Potencia) Están situados a la entrada de la vvienda y controlan que la potencia consumida sea menor que la potencia contratada Es un interruptor automático, un magnetotérmico que funciona como elemento de control, no de protección. Su función es controlar el consumo.
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Se instalará delante del cuadro de distribución y se tendrá que instalar lo más cerca posible de la entrada de la derivación individual. Sólo se le conecta al conductor activo. (no al neutro) Antes de la contratación se instalará la caja normalizada El suministrador colocará el IPC correspondiente. La caja debe tener 4 tornillos de latón precintables. En función del reenganche tendremos: a) De reenganche manual b) De reenganche automático c)
De reenganche remoto
6ª) Cuadro General de Mando y Protección (MIEBT 016) Es el cuadro encargado de alojar los mandos de protección, seguridad y distribución de la instalación Normalmente próximo a la entrada Debe estar entre 1,40 y 2 metros de altura, normalmente a 1,80 Consta: a) Interruptor general automático. Protege a la instalación de sobreintensidades, al principio del cuadro. Debe tener capacidad de corte suficiente para proteger la vivienda. IGA b) Diferencial. Protege a las personas. Interruptor diferencial ID c)
Pequeños interruptores automáticos ó pias. PIAS de aquí salen los circuitos interiores
5ª) Circuitos Interiores de la instalación de la vivienda (MIEBT 017) Sale de cada PIA y se les permite una caída de tensión de hasta 1,5 % Formas de instalación de un circuito: a) Conductores aislados bajo tubo protector, montaje superficial ó empotrado b) Conductores aislados bajo molduras ó rodapiés (en locales secos) c)
Conductores aislados en huecos de la construcción
d) Conductores aislados directamente bajo enlucido (en grado de electrificación mínimo) Cuartos de baño (MIEBT 024)
Volumen de protección. Será el volumen con 2 planos: el suelo y a 2,25 del suelo y los verticales de la bañera ó ducha (dentro de la bañera ó ducha). Aquí está prohibido cualquier punto de luz
Volumen de protección. Definido por los mismos planos horizontales y verticales a 1 m. de la ducha ó bañera. No se permite instalar interruptores, pero si tomas de corriente de seguridad.
Montajes para instaladores:
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Punto de luz normal. Conectado entre fase y neutro
Punto de luz conmutado. 2 interruptores
Punto de luz conmutado con cruzamiento. 3 interruptores
Tomas de corriente (enchufes). Están entre fase y neutro. También tenemos un conductor de protección (toma de tierra)
En Septiembre de 2.003 se han realizado cambios en el Reglamento. Grado de electrificación BASICO (medio). Mínimo casi ya no existe Grado de electrificación ELEVADO (alto) Línea repartidora se llama ahora Línea General de Alimentación LGA
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156
TECNOLOGÍA ELÉCTRICA I PRACTICAS
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PROBLEMAS TIPO 1 – CALCULO DE LA SECCION DE UN CONDUCTOR 1º) Utilización del METODO CAIDA DE TENSION (fórmulas) 1.1) Cálculo de los momentos eléctricos
Caso sección Uniforme Se calcula el momento eléctrico respecto al punto origen A
Caso Sección No Uniforme El tramo AB se calcula respecto de A. Considero que todas las cargas posteriores a B están concentradas en B Tramo BC lo calculo respecto de B Tramo BD lo calculo respecto de B Caso Doble alimentación Caso Líneas Cerradas
2 ∑ L ⋅ I ⋅ cos ϕ 2 ∑ P ⋅ L = En monofasico µ = γ ⋅ S γ ⋅ S ⋅ V 3 ∑ L ⋅ I ⋅ cos ϕ ∑ P ⋅ L = En trifasico µ = γ ⋅ S γ ⋅ S ⋅ U
CONDUCTIVIDADES γ CU = 56 m/ Ω mm2 γ AL = 35 m/ Ω mm2
P potencia en W L longitud en m
Obtenemos S en mm2
2º) Comprobamos por el METODO DENSIDAD DE CORRIENTE Con S obtenida por el método anterior nos vamos a tablas
Distribución Aérea Distribución subterránea Instalaciones interiores (bajo tubo)
Como S no corresponderá con ningún valor normalizado, tomamos el inmediato superior y con el tipo de cable obtenemos IMAXIMA ADMISIBLE ST = PT + j QT PT = ∑ Pi QT = ∑ Qi
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En monofásico S = V . I cos φ En trifásico S = √3 U I cos φ
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Primero vemos el tipo de distribución : aérea, subterránea ó interior ó receptora Nos lo darán en el problema Datos: cable tetrapolar Al Sección 3 (fases) x 35 + 1 (neutro) x 25
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1º) Cálculo del momento eléctrico P potencia en W L longitud en m En monofas onofasico ico µ =
Pi Li = 3,2. 1000 1000 . 10 + 2,2 . 1000 . 20 + 3,8 . ∑ Pi Li = 303.000 w m ∑
1000 . 40 + 1,5 . 1000 . 50
2 ∑ L ⋅ I ⋅ cos ϕ 2 ∑ P ⋅ L = γ ⋅ S γ ⋅ S ⋅ V
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PROBLEMAS TIPO 2 – MODELIZACION DE LINEAS LINEAS AEREAS
Diámetro Total
a) Con el tipo de cable (Denominación) en la NORMA UNE 21018
r = d/2 (mm)
RCONDUCTOR (Ω /Km)
b) Realizamos el dibujo de la disposición de cables c) GMR = Media geométrica que separa los conductores de una misma fase 2
Duplex
GMR =
Triples
GMR =
3
r . ∆2
r = radio del conductor ∆ = distancia entre conductores
r.∆
4
Cuádruples
GMR =
r . ∆3 . √2
d) GMD = Media geométrica entre conductores de distintas fases 3
GMD =
Dab . Dbc . Dac
e) Constantes de la línea • RESISTENCIA KILOMETRICA R K = RCOND / N NCTO Nº de circuitos Conductores / fase
• COEFICIENTE DE AUTOINDUCCION O INDUCTANCIA LK =
Reactancia XK = w LK = 2 ∏ f LK
5,56
• CAPACIDAD CK =
Ln
GMD GMR
1 2n
+ 2 Ln GMD GMR
10-4
Nº de conductores en haz por fase
10-8
Susceptancia BK = w CK = 2 ∏ f CK
•
CONSTANTES DE LA LINEA Resistencia kilométrica RK
IMPEDANCIA
Z = ( RK + j XK ) L
Dato en líneas subterráneas
Reactancia inductiva XK
Módulo | Z | Argumento ( Z )
ADMITANCIA
Y = ( GK + j BK ) L
Módulo | Y | Argumento ( Y )
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