Unidad 2 - Transformadores de Medida y Cricuit Breakers

ASIGNATURA: Protecciones Eléctricas en Media y Alta Tensión PROFESOR: Rodrigo Del Canto

Unidad I

Capítulo Capítulo 3 Transfo Transfo rmadores rm adores de Medida Los transformadores de medida cumplen la función principal de obtener una medición de las variables que se desea controlar (voltajes / corrientes). Sin embargo cumplen además otras funciones: 

Aislamiento: Los transformadores de medida entregan aislamiento de los circuitos de alta tensión hacia el relé y los circuitos de control de la protección que trabajan a voltajes menores y mucho más seguros para pa ra el personal que trabaja y mantiene estos sistemas.  Normalización de las señales de medida: Los transformadores de medida entregan señales cuyos valores se ajustan a valores estándares que pueden ser manejados por relés de diferentes fabricantes.  Transmisión de la señal: La distancia entre la ubicación de los transformadores de medida y los relés de protección podría llegar a ser importante y las señales medidas pueden transmitirse hacia el relé de protección siempre siempre y cuando esta no supere los 100 o 150 metros. Cuando estas distancias son superadas se debe utilizar transmisores electrónicos de señales.  Configuraciones Especiales: Si los transformadores de medida se interconectan adecuadamente se puede medir magnitudes de gran utilidad. Por ejemplo los esquemas de la figura permiten obtener los voltajes y corrientes co rrientes de secuencia cero.

Figura 53 – Medición Medición de compo nentes de secuencia cero



Protección de Instrumentos: un punto de saturación del núcleo permite provocar una elevado error negativo en el secundario de manera que ésta no se eleve a valores peligrosos para los instrumentos.

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3.1 3.1 Transfo Transfo rmador es de Corriente A pesar que el rendimiento de los transformadores de corriente va a variar de aplicación en aplicación, según el tipo de protección, siempre se debe usar transformadores de alto performance. Los transformadores de corriente de buena b uena calidad son más confiables, co nfiables, y en general dan menos problemas. La calidad de los transformadores de corriente es muy importante para los esquemas de protección diferencial, donde la operación de los relés está directamente relacionada con la precisión de los T/C T/C tanto bajo en condiciones normales, como en condiciones de falla. Los transformadores de corriente para equipos de protección, pueden llegar a saturarse debido a elevadas corrientes de fallas cercanas al punto de instalación de los transformadores. Para evitar esta condición, se debe tener mucho cuidado que aún para la falla más crítica el T/C opere siempre en la zona lineal de la curva de magnetización. En estos casos el T/C debe ser capaz de suministrar suficiente corriente para que el relé opere correctamente. Los transformadores de corriente usados para equipos de medición en cambio, deben funcionar adecuadamente con bajas corrientes y no soporta tensiones elevadas, ya que estas podrían llegar a dañar los equipos de medida conectados a sus secundarios.

Figura 54 – Característica Característica de tens ión de los T/C. T/C.

Los T/C usados para equipos de medición se fabrican con aleaciones hierro-niquel (más fácilmente saturable), mientras que aquellos que se utilizan en protección se fabrican en acero al silicio. Los fabricantes suministran las curvas de saturación del transformador. La Figura 54 muestra las relaciones de magnitud entre la curva de un T/C de de medida y un T/C de protección.

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3.1 3.1 Transfo Transfo rmador es de Corriente A pesar que el rendimiento de los transformadores de corriente va a variar de aplicación en aplicación, según el tipo de protección, siempre se debe usar transformadores de alto performance. Los transformadores de corriente de buena b uena calidad son más confiables, co nfiables, y en general dan menos problemas. La calidad de los transformadores de corriente es muy importante para los esquemas de protección diferencial, donde la operación de los relés está directamente relacionada con la precisión de los T/C T/C tanto bajo en condiciones normales, como en condiciones de falla. Los transformadores de corriente para equipos de protección, pueden llegar a saturarse debido a elevadas corrientes de fallas cercanas al punto de instalación de los transformadores. Para evitar esta condición, se debe tener mucho cuidado que aún para la falla más crítica el T/C opere siempre en la zona lineal de la curva de magnetización. En estos casos el T/C debe ser capaz de suministrar suficiente corriente para que el relé opere correctamente. Los transformadores de corriente usados para equipos de medición en cambio, deben funcionar adecuadamente con bajas corrientes y no soporta tensiones elevadas, ya que estas podrían llegar a dañar los equipos de medida conectados a sus secundarios.

Figura 54 – Característica Característica de tens ión de los T/C. T/C.

Los T/C usados para equipos de medición se fabrican con aleaciones hierro-niquel (más fácilmente saturable), mientras que aquellos que se utilizan en protección se fabrican en acero al silicio. Los fabricantes suministran las curvas de saturación del transformador. La Figura 54 muestra las relaciones de magnitud entre la curva de un T/C de de medida y un T/C de protección.

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3.1.1 Circuito Equivalente

La Figura 55-a) muestra un circuito equivalente simplificado de un transformador de corriente donde n2ZH representa la impedancia del devanado primario referida al secundario y la impedancia del secundario se representa como ZL. Los valores Rm y Xm representan las pérdidas y excitación del núcleo.

Figura 55 – Circu Circu ito equi valente del transform ador de corri ente

El circuito equivalente puede simplificarse al arreglo mostrado en la Figura 55-b), donde se ha ignorado ZH ya que tiene una pequeña influencia en IH/n o el voltaje a través de X m. La corriente que fluye a través de Xm es la corriente de excitación Ie.

Figura 56 – Diagrama Diagrama fasorial del transf ormador de corri ente

La Figura 56 muestra el diagrama fasorial con la caída de tensión exagerada por claridad. En general ZL es resistivo e Ie retraza a Vs en 90°, de modo que la principal fuente de error es Ie. Observe que el efecto de Ie es hacer que IL retrase y sea más pequeña que IH/n, la corriente del primario referida al secundario.

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3.1.2 Error es

Los errores en la medición realizada con T/C se deben principalmente a la circulación de la corriente de magnetización Ie. La magnitud del error es la diferencia entre I H/n e Ie y es igual a IxR. La componente de Ie en fase con IL. El error de amplitud se determina mediante: e%   Con k 

I 1 I 2



N 2 N 1

kI 2  I 1 I 1

 100%

, la relación de transformación.

El error de fase representado por Θ, está relacionado con Iq, la componente de Ie que está en cuadratura con IL. La magnitud de error de fase y magnitud depende del desplazamiento relativo entre Ie e IL, pero ninguno de ellos puede superar el error vectorial de Ie. Cabe señalar que para una carga moderadamente inductiva, IL e Ie, se encuentran relativamente en fase y solo existe un pequeño error de fase y la componente de excitación aporta solamente al error de magnitud. 3.1.3 Saturación AC

El error de los T/C es consecuencia principalmente de la corriente de magnetización y para poder estimarlo se debe conocer la curva de magnetización. La corriente de magnetización depende de la sección transversal, el largo del circuito magnético, el número de vueltas en el devanado, y la característica magnética del material. El voltaje en la rama de magnetización es directamente proporcional a la corriente secundaria. De esto se puede concluir que cuando la corriente primaria y en consecuencia la secundaria se incrementa, esta corriente alcanza un punto en el que comienza la saturación del núcleo y la corriente de magnetización se vuelve lo suficientemente elevada como para producir un error excesivo. La muestra una relación típica entre voltaje secundario y corriente de excitación. En los estándares europeos el punto Kp es llamado saturación o punto de codo de saturación y se define como el punto en el que un incremento en el voltaje de excitación de un 10% produce de 50% en la corriente de excitación.

Figura 57 – Definic ión del pu nto d e codo de saturaci ón en una curv a de exci tación d e T/C de acuerdo a los estándares europeos.

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Este punto en los estándares ANSI/IEEE se define como la intersección entre la curva de magnetización y una recta a 45° como se indica en la Figura 58. El punto de codo de saturación ocurre (knee point) a un voltaje más elevado que para el estándar ANSI/IEEE.

Figura 58 – Curva de magnetización típi ca para un T/C mult i-relación de acuerdo al estándar ANSI/IEEE C576.13 – 1978.

3.1.4 Burden y Clase de Precisión

La carga de un transformador de corriente expresada en Ohms es llamada Burden y puede expresarse también en VA si se conoce la corriente máxima que puede circular por el secundario sin que exista saturación del transformador mediante (VA) = I2xZ. El burden de un T/C es el valor en Ohms de la impedancia del lado secundario del T/C debido al relé y a las conexiones entre el C/T y el relé. A modo de ejemplo se indican los burdens estándar de T/C con una corriente nominal secundaria de 5A como se muestra en la , basada en el estándar ANSI/IEEE C57.13.

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Tabla 7 – Burd ens estándar para T/C de 5A de c orri ente secundaria de acuerdo al ANSI/IEEE C57.13

La publicación 185 IEC (1987) especifica la “clase de precisión” de los T/C seguida de una letra M o P, que denota si el transformador es adecuado para fines de medida (M) o para fines de protección (P). La entrega los límites de error para fase y magnitud de T/C de medida y protección.

Tabla 8 – Límites de error p ara transfor madores de medid a.

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Tabla 9 – Límites de error para transf ormador es de protecci ón.

Los T/C con clases marcadas como ext denota transformadores de corriente con rango extendido con una corriente nominal continuada de 1,2 a 2 veces la corriente nominal de placa. 3.1.4.1 Consumo de los Aparatos

Los consumos de los aparatos dependen del tipo y forma constructiva. De esta forma los valores que se entregan a continuación son meramente orientativos. Pueden usarse con buen juicio cuando no se tiene más datos, pero en general se debe obtener esta información de cada fabricante.

Tabla 10 – Consum o en VA de bobinas amperimétri cas más usu ales.

3.1.4.2 Consumo de los cables

El consumo de los cables se determina mediante: VA  K 

L s

Donde 74


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K = 0,5 para T/C de 5A de corriente secundaria K = 0,02 para T/C de 1 A de corriente secundaria L = es la longitud total de los conductores desde el T/C hasta el aparato (ida y vuelta) s = La sección de los cables de conexión. Un método alternativo consiste en utilizar los datos indicados en la Tabla 11 con la siguiente fórmula: VA  K  L

Donde; K = es el consumo indicado en la Tabla 11. L = es la longitud total de los conductores desde el T/C hasta el aparato (ida y vuelta)

Tabla 11 – Consu mo de los cables en VA para dist intas secc iones y valor es secundarios de corriente.

3.1.5 Especificación de los Transformadores de Corriente ANSI/IEEE

Cuando se selecciona un transformador de corriente, es importante asegurar que el nivel de falla y las condiciones normales no resulten en la saturación del núcleo y que el error no exceda los límites aceptables. Podemos considerar tres métodos para alcanzar este objetivo: 1. Cálculo basado en fórmulas 2. Uso de las Curvas de Magnetización de los T/C 3. Uso de los datos de Clase de Precisión de los T/C. Los primeros dos métodos entregan información precisa para la selección del transformador de corriente y el tercero solo entrega una estimación cualitativa. Para los tres métodos se debe haber determinado el voltaje secundario ES. Si la impedancia del circuito magnético Xm es elevada, esta puede eliminarse del circuito equivalente haciendo ES = VS y luego; V S  I L  Z L  Z C  Z B 

Donde Vs es el voltaje rms inducido en el secundario cuando IL es la máxima corriente del secundario en amperes. Esta corriente puede determinarse dividiendo la máxima corriente de falla 75


Unidad I

del sistema por la relación de transformación de transformación); ZB es la impedancia externa conectada, ZL = la impedancia del devanado secundario, ZC = la impedancia de los conductores. 3.1.5.1 Calculo Basado en Fórmulas

Este método utiliza la ecuación fundamental del transformador; 9

V S  4,44  f  A  N  Bmax  10 volts

Donde: f : es la frecuencia en Hz. A: área de la sección transversal del núcleo en (cm2) N : número de vueltas Bmax= densidad de flujo en (líneas/m2)

Ejemplo:

Un T/C de 2000/5 tiene un núcleo de hierro de alta permeabilidad, una sección transversal de 20.97 cm2 y una resistencia de devanado secundario de 0,31 Ohms. La impedancia del relé incluida las conexiones es de 2 Ohms. Determine si el T/C se satura con una corriente de falla de 35kA a 50Hz. Solución:

Si el transformador de corriente no se satura se tiene que I L  35.000 

5  87.5 A . 2000

2000  400 5 V S  87.5  0.31  2   202.1V

N 

Ahora Bmax 

V S

4,44  f  A  N  10 8

202,1  10 8   10.853líneas cm 2  4,44  50  20,97  400

En un transformador de performance normal la densidad de flujo varía entre 4.000 gauss y 12.000 gauss. Debido a que el nivel de densidad de flujo es relativamente bajo para un núcleo de alta permeabilidad, el transformador de corriente no funcionará saturado. De cualquier forma, se debe obtener al valor de Bmax del transformador de corriente, para estar completamente seguro. 3.1.5.2 Uso de las curvas de magnetización

Los fabricantes entregan curvas típicas de excitación de los T/C que establecen el valor rms de la corriente obtenida la aplicar un voltaje rms de secundario, con el primario en circuito abierto. Las curvas entregan la magnitud de la corriente de excitación para obtener un voltaje secundario de valor específico. El método consiste en producir una curva que muestre la relación entre la corriente primaria y secundaria para unas condiciones de tap y carga especificadas, como se muestra en la Figura 59. 76


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Figura 59 – Uso d e la curv a de magnetización.

Se comienza con cualquier valor de corriente de secundaria y con la ayuda de la curva de magnetización se puede determinar el valor de la corriente correspondiente al primario. El proceso se resume en los siguientes pasos: 1. Se supone un valor de IL. 2. Se calcula V S de acuerdo con V S  I L  Z L  Z C  Z B  . 3. Se ubica el valor de V S en la curva de magnetización, para el tap seleccionado y se encuentra su correspondiente valor de corriente de magnetización Ie. 4. Se calcula I H como I H n   I L  I e  . 5. Esto entrega un punto de la curva I L versus I H . El proceso se repite hasta construir completamente la curva. Este método incurre en un error al calcular I H ya que se suma aritméticamente  I L  I e  cuando en realidad es una suma fasorial, lo que implica no tomar en cuenta el ángulo de la rama de magnetización. Sin embargo, este error es pequeño permite realizar los cálculos con relativa precisión. Después de construir la curva debería verificarse que la corriente primaria cae dentro de la zona de saturación. Si no es así, se deberá cambiar el tap del transformador y repetir el proceso hasta que la corriente de falla quede dentro de la zona lineal. 3.1.5.3 Uso de los datos de la clase de precisión

La clase de precisión ANSI de un T/C (Estándar C57.13) es descrita por dos símbolos - una letra y una tensión nominal, las cuales definen la capacidad del T/C. La letra C indica que la relación de transformación se puede calcular, mientras que T indica que la relación de transformación se puede determinar por medio de pruebas. De esta manera, existe solo dos clases estándares; Clase C y clase T. El desempeño de los transformadores clase T es difícil de evaluar mediante cálculos, para lo cual el fabricante entrega las curvas (Figura 60). Estas designaciones van seguidas de un número que indica el voltaje secundario terminal que el transformador puede entregar con un burden estándar de 20 veces la corriente nominal del secundario, sin exceder de un 10% en la razón de transformación. Para los relés las clases son 100, 200, 400 y 800 correspondientes a los burdens B-1, B-2, B-4 y B-8 respectivamente con un factor de potencia de carga de 0.5. 77


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El burden es el número de ohms obtenido de dividir el voltaje nominal por 20 veces la corriente nominal secundaria. Así por ejemplo, con los 800V asociados al burden B-8, tenemos; 800V  8 . 5 A  20 Si la corriente secundaria es menor, el burden puede se más elevado en proporción, sin embargo, esto no aplica si la corriente es más elevada. Entonces un T/C de 400V pasará 100A (5A x 20) con un burden de 4 Ohms o menos, con no más de un 10% de error en la relación de transformación. Correspondientemente, puede pasar 50A con un burden de 8 Ohms sin incurrir en un error superior al 10%.

Figura 60 – Característica típi ca de sobr e corri ente para T/C clase T (figura 5 de ANSI/IEEE C57.13)

La clasificación C incluye a los T/C con devanados uniformemente distribuidos y otros TC con un flujo de dispersión que tiene un efecto insignificante en la relación, dentro de límites definidos. La clasificación T incluye los CTs cuya dispersión del flujo afecta considerablemente la relación de transformación. 78


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Por ejemplo, con un CT de la clase C-100, la relación puede ser calculada y el error no debe exceder el diez por ciento si la corriente secundaria no se aplica fuera del rango de 1 a 20 veces la corriente nominal y si la carga no exceder de 1 Ω (1 Ω x 5 A × 20 = 100 V) con un factor de potencia mínimo de 0,5.

Figura 61 – Capacidad de vol taje secundario para diferentes T/C clase C

Estas clases de precisión son sólo aplicables para bobinas completas. Al considerar un devanado provisto de taps, cada toma tendrá una capacidad de tensión proporcionalmente menor, y en consecuencia, sólo puede alimentar a una parte de la carga sin exceder el diez por ciento de límite de error. La carga permisible se define como ZB = (NpVc) / IO0, donde ZB es la carga máxima admisible para un tap dado del T/C, Np es la fracción del número total de vueltas que se utiliza y Vc es la capacidad de tensión de ANSI para la completa CT. Ejemplo 1

La corriente de falla máxima en un circuito dado es de 12 000A. La relación nominal C/T es de 1200 / 5 y el T/C es para ser utilizado con un tap de 800 / 5. La clase C/T es C-200, la resistencia de la secundaria es de 0,2 Ω, la carga total de secundaria es de 2,4 Ω y el factor de potencia es de 0,6. Determinar si, en la ocurrencia de una falla, el error será superior al diez por ciento. Solución

La resistencia del secundario del T/C puede ser ignorada, ya que, por definición, la clase C-200 indica que el T/C puede soportar 200 V más la caída producida por la resistencia del secundario 79


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con un rango de corriente igual a 20 veces el valor nominal y con un factor de potencia tan bajo como 0.5. A pesar de ello, las caídas de tensión en el secundario puede ser ignorada si la corriente no supera los 100 A. Para el ejemplo dado, IL = 12.000 × (5 / 800) = 75 A. La carga admisible está dada por: Z B 

 N PV C 

100 800 N P   0,667 1200 Y así;

Z B 

0,667  200V  1,334 100 A

Como la carga del circuito, 2,4 Ω, es más que el máximo permitido (1,33 Ω), entonces el error puede ser superior a diez por ciento durante una falla de 12 000 A, que se traduce en una corriente máxima de secundaria de 75 A. Usando las curvas de la Norma

Si se utiliza la curva de magnetización de la Figura 58, se obtiene la siguiente información; Impedancia interna para un transformador de 800/5; Z S  0,41 Ahora el voltaje secundario desarrollado en falla será; V S  75 A  2,4  0,41   210,75V

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210V

Podemos apreciar de la curva de la Figura 58, que con este valor de voltaje se supera el codo de saturación del transformador. Ejemplo 2:

Selección de transformadores de corriente para las siguientes condiciones; Corriente de carga; 90A Corriente de falla trifásica máxima: 2500A Corriente de falla mínima: 350A Solución:

Seleccionando la relación de transformación

Se selecciona la relación de transformación de manera que la corriente máxima de corta duración o permanente no exceda los límites térmicos del T/C y del equipamiento conectado al secundario del T/C. La práctica convencional por años ha sido fijar la corriente justo a 5A, para la carga máxima. Siguiendo esta práctica, seleccionamos la relación de transformación del T/C de 100:5 (Rc=20). Esto entrega una corriente máxima secundaria, cuando la carga es de 90A, de Is = 90/20 = 4.5A (la corriente del primario dividida por la relación de transformación). Seleccionando el tap del relé (Para un relé de sobrecorriente de fase)

Los taps de sobrecorriente representan la mínima corriente de pickup (o corriente de operación) de un relé de sobrecorriente. Luego se escoge un tap más elevado que el de la carga máxima; en este ejemplo mayor que 4,5A. Cuanto más elevada? Está basado en las características del relé, la experiencia y el criterio. No hay problema si en un relé de sobrecorriente de tiempo la corriente de pirck up es temporalmente superada por una corriente de arranque, de carga en frío, o de 81


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Offset siempre y cuando esta disminuya por debajo de la corriente de pick up disminuya antes de la operación del relé. Esto puede ser necesario cuando la diferencia entre la corriente de carga máxima y la corriente de falla mínima, es pequeña. Se selecciona un tap pequeño de 5A. La razón sobre la carga es 5A/4,5A = 1,1 pu. Esto entrega un pequeño margen para un posible pequeño aumento de la carga continua, pero un margen importante en el caso de sobrecorrientes transitorias (como las corrientes de carga en frío) para un relé del tipo inverso. La falla mínima en el secundario del transformador será 350A/20 = 17,5A y en el relé corresponde 17,5A / 5A = 3,5 veces la corriente mínima de pickup, lo que es deseable para cualquier posible restricción de la falla (disminución de la corriente de falla mínima). Si el tap seleccionado fuera 6A, luego, el margen sobre la carga sería mayor (6A/4,5A = 1,33), pero tendríamos un margen más pequeño (17,5A/6A =2,9) sobre la corriente de pickup. Determinando la carga total conectada al secundario (Burden) en Ohms

La determinación de la carga total conectada al secundario debe incluir todas las impedancias entre los transformadores de corriente y el equipamiento (relé) en el circuito la fase. Los datos del relé deben obtenerse del fabricante de cada relé en particular. La Tabla 12 y la Tabla 13 muestran los datos de burden correspondientes a relés electromecánicos de inducción GE a modo de ejemplo;

Tabla 12 – Burd en de relé de sobrecorri ente para corrient e de secundaria de 5A.

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Tabla 13 – Burden (5A) relé GE 12IAC80L a) de inducc ión de tiempo de sobr e corr iente, b) relé instantáneo.

Los burden de los relés de estado sólido son muy bajos y relativamente constantes con el tap del relé. En estos casos el burden del cable es mayor que el de la carga de los T/C. En nuestro ejemplo usaremos el tap 5A para relé electromecánico cuyo burden es de 2,64VA a 5A, y 580VA a 20x5A = 100A. Los conductores desde el relé hasta los T/C tiene 0,4 Ohms. Una práctica común es usar cables N°8 o N°10 AWG para disminuir la resistencia y minimizar el daño a las conexiones. El burden total secundario a la corriente de pickup es; El burden del relé 2,64/52 La resistencia total de los cables Total

= = =

0,106 Ω. 0,40 Ω. 0,506 Ω (a 5A).

La impedancia total conectada al secundario a 20x5A = 100A. El burden del relé 580/1002 La resistencia total de los cables Total

= = =

0,058 Ω. 0,40 Ω. 0,458 Ω (a 100A).

Es normal en los relés electromecánicos que tienden a saturarse con corrientes elevadas. Luego, su impedancia interna disminuye y se vuelve más resistiva. Para estos relés, los fabricantes entregarán datos sobre el burden a distintos niveles de corriente. Es práctica frecuente sumar los burdens y las corrientes aritméticamente, pero teóricamente deberían combinarse fasorialmente. Si el desempeño es marginal se recomienda realizar las sumas fasorialmente, de otra forma se puede realizar la suma directamente. Desempeño de T/C clase C en base al estándar ANSI/IEEE

Para este ejemplo, se ha preseleccionado un T/C 600:5 multirazón C100. Con esta carga hubiese sido preferible preseleccionar un transformador de razón menor, pero muchas veces se selecciona la los T/C antes que se conozcan datos adecuados del sistema. La elección de una razón elevada es pensada para proveer un rango amplio de posibilidades, sin embargo esto puede traer problemas como se verá. Se determina el voltaje máximo que el T/C desarrolla durante un evento de falla: V gh 

2500 A  0,458  57,25V 20

Pero el T/C 600:5, clase C100 ajustado en el tap 100:5 solo puede desarrollar: V gh  N p  100V 

100  100V  16,67V 600 83


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Por lo tanto la máxima corriente de falla provoca una fuerte saturación del T/C, resultando en una falla u operación incorrecta de la protección; Consecuentemente no puede usarse esta aplicación. Esta aplicación tampoco puede usarse con relés de estado sólido de bajo burden. Si consideramos cero el burden de un relé electrónico, tendríamos solamente el burden de los cables, y luego; V gh 

2500 A  0,40  50V 20

El voltaje desarrollado es aún más elevado que la capacidad del T/C en el tap 100:5 que es de solo 16,67V. Una alternativa es usar el tap 400:5 (R C = 80), del T/C de 600:5. Ahora para la carga máxima se tendrá 90A/80 = 1,125A, y se podría seleccionar un tap de relé de 1,5A. Esto entrega un margen de 1,5A/1,125A = 1,33 entre el pickup del relé y la carga máxima y por otro lado, un margen de 2,9 entre la corriente de pickup y la falla mínima (350A/80 = 4,38A; 4,38A/1,5A = 2,9 pu) La carga del relé en este tap a 100A es 1,56 Ω. (sin embargo, para un relé electrónico podría llegar a ser mucho menor) El burden del relé La resistencia total de los cables Total

= = =

1,56 Ω. 0,40 Ω. 1,96 Ω (a 100A).

El voltaje en el secundario en condición de falla máxima con este tap es; V gh 

2500 A  1,96  61,25V 80

La capacidad del T/C en el tap 400:5 es; V gh  N p  100V 

400  100V  66,67V 600

El voltaje generado en el secundario del T/C en condición de falla máxima 61,25V es menor que la máxima capacidad de voltaje secundario 66,67V sin perder la precisión del 10%. Desempeño de T/C clase C en usando las curvas de excitación

El método que usa los datos ANSI/IEEE mostrado anteriormente en este ejemplo, entrega una primera evaluación, que usualmente es bastante adecuada. Cuando se desea resultados más precisos se debe usar el método de las curvas de excitación. La curva de excitación entregada por el fabricante se muestra en la siguiente figura:

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Cuando se utiliza este método, se debe considerar la resistencia del devanado secundario del T/C. Este dato se obtiene de la figura para el tap 400:5 como 0,211Ω. Ahora; El burden del relé La resistencia total de los cables La resistencia del secundario Total

= = = =

1,56 Ω. 0,40 Ω. 0,211 Ω. 2,171 Ω.

El voltaje desarrollado a 1,5A en el relé es; V gh  1,5 A  2,171  3,26V I e  0,024 A

Sumando directamente las corrientes 1,5A + 0,024A, en el peor de los casos la corriente primaria será I P  1,524 A  80  122,92 A que es menor que la corriente mínima de falla de 350A. La relación entre estas corrientes será 350A/122,92A = 2,85 (que antes calculamos despreciando la rama de magnetización como 2,92 (350A/80 = 4,375; 4,375A/1,5A = 2,92). Para el nivel de falla máxima tenemos 2500A/80 = 31,25A en el secundario; V gh  31,25 A  2,171  67,84V I e  0,16 A

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A pesar que se encuentra cercano al codo de saturación, la pequeña corriente de excitación no disminuye significativamente la corriente de falla en el relé. 3.1.6 Especificació n d e los Transformador es de Corri ente IEC 3.1.6.1 Clase de Precisión

Define los límites de errores garantizados sobre la razón de transformación y sobre el desfase en las condiciones especificadas de potencia y de corriente.

3.1.6.2 Clase de precisión particular

La clase X es una clase de precisión definida por la norma inglesa BS 3938. Igualmente ha de ser definida en la futura norma CEI 60044-1 bajo el nombre de PX. Esta clase necesita el valor mínimo de la tensión de Vk del TC («knee point» para los ingleses). Impone también un valor máximo de Rct (resistencia del arrollamiento secundario del TC). Algunas veces, necesita el valor máximo de la corriente magnetizante Io para la tensión en el codo. Si se considera la curva de magnetización V (Io) del TC, la tensión de codo Vk se define como la correspondiente al punto de la curva a partir de la cual un aumento del 10% de la tensión implica un aumento del 50% de la corriente magnetizante Io. La clase X corresponde a una precisión de medida mejor que las clases 5 P y, necesariamente por tanto, que 10 P.

Figura 62 – Tensi ones co rrespon dientes a dif erentes clases de T/C.

Siempre es posible encontrar una equivalencia entre un TC definido en clase X y un TC 5 P, eventualmente 10 P. 86


Unidad I

3.1.6.3 Tensiones de Codo «knee point»

La tensión de codo Vk queda determinada por el punto de la curva Vs (Im) a partir del valor en el que un aumento del 10% de la tensión produce un aumento del 50% de la corriente magnetizante:   

tensión que depende del límite de precisión del TC de clase 5P: V(5P) = Vs1, tensión que depende del límite de precisión del TC de clase 10P: V(10P) = Vs2, tensión que depende del factor de seguridad

Fs V(Fs) = Vs2, puesto que el factor de seguridad depende de un límite de precisión del 10% como en el TC de clase 10P. Estas diversas tensiones Vk < V(5P) < V(10P) dependen cada una del valor de la inducción. Con los materiales que se utilizan normalmente en la fabricación de los TC, se tiene, por ejemplo:    

Vk correspondiente a 1,4 tesla, V(5P) = Vs1, correspondiente a 1,6 tesla, V(10P) = Vs2, correspondiente a 1,9 tesla, V(Fs) = Vs2, que corresponde también a 1,9 tesla.

Figura 63 – Tensiones co rrespo ndientes a las di ferentes clases de T/C.

Se pueden deducir las siguientes razones: V k V S 1



1,4 ; 1,6

V k V S 2



1,4 ; 1,6

V S 1 V S 2



1,6 ; 1,9

etc.

Cuando se conoce una de estas tensiones, es sencillo deducir las otras. 3.1.6.4 Factor de Sobreintensidad Primaria

Se define como: 87


K SI 

Unidad I

I ter 1s I pn

Las intensidades primarias nominales son; 10 12,5 15 20 25, 30 40 50 60 75 A. Debe cumplirse siempre que; I tre(1s )  I cc (max)  t 3.1.6.5 Factor de Seguridad (FS)

Aplica a los transformadores destinados a contaje y medida. Siendo ILP la corriente primaria a partir de la cual el núcleo magnético alcanza la saturación, y por tanto la corriente secundaria ya no aumenta más, se denomina «factor de seguridad» FS a la relación entre esta intensidad ILP y la nominal primaria, o sea FS = ILP / IPN. Este factor de seguridad FS «garantiza» pues, que cualquiera que sea la corriente por el primario, la intensidad secundaria no será en ningún caso superior a un determinado valor, no peligroso para los aparatos alimentados por el TI. Normalmente: 2,5 < FS < 10. Para alimentación de contadores es muy frecuente 3 < FS < 5 3.1.6.6 Factor Límite de Precisión (FLP)

Se denomina «intensidad límite de precisión» ILP a la intensidad primaria, superior a la nominal IPN, para la cual el TI mantiene aún una determinada precisión, o sea no sobrepasa aún cierto margen de error. Se denomina «factor límite de precisión» (en adelante FLP) a la relación entre esta corriente límite de precisión y la nominal primaria, o sea FLP = ILP / IPN. Los valores normalizados de FLP son: 5 - 10 - 15 - 20 – 30 Este FLP «garantiza» pues que el TI no se saturará antes de un valor determinado de corriente primaria, y por tanto, que la corriente secundaria que circula por el relé de protección, seguirá reflejando con suficiente precisión el valor de la corriente primaria. Si la corriente primaria aumenta por encima de la intensidad límite de precisión ILP del TI, el error de medida va siendo cada vez mayor, hasta llegar el núcleo del TI a la saturación, y con ello limitar el valor de la corriente secundaria En todo TI, existe siempre una relación constructiva entre la potencia nominal de precisión Sn y el factor límite de precisión FLP, la cual se expresa en la siguiente fórmula:



2

FLP S n  RTI  I SN



donde: FLP: factor límite de precisión, Sn : potencia nominal de precisión (VA), Isn : intensidad nominal secundaria (A), R TI : resistencia del arrollamiento secundario. 88


Unidad I

En TI de secundario 5 A, 0,2 a 0,4 Ω típicamente en TI de protección. En TI de secundario 1 A, del orden de 1,5 a 3,5 Ω, en TI de protección. Por tanto, para cualquier otro consumo S en VA diferente (mayor o menor) de la potencia nominal Sn, se cumple:



2





2

FLP S n  RTI  I SN  FLP' S  RTI  I SN



Donde: FLP’ es el factor límite de precisión que corresponde al consumo real de los aparatos y conductores conectados al secundario del transformador. 3.1.6.7 Potencia de Precisión (VA)

Es la potencia que debe suministrar el TI en VA que se consume en los cables de unión del TI con el aparato de medida y/o protección y en el propio aparato Valores de potencia de precisión normalizados (VA): 1 - 2,5 - 5 - 10 - 15 – 30 (VA) Para la elección de la potencia nominal de precisión Sn, y del factor límite de precisión FLP de los TI para alimentar relés, debe tenerse en cuenta las siguientes condiciones: La intensidad que puede llegar a circular por el relé no debe ser en ningún caso superior a 80 veces la corriente nominal secundaria ISN del TI,o sea Imáx ≤ 80 ISN. Así por ejemplo, en TI de secundario 5 A, la intensidad por el relé no debe ser nunca superior a 80 x 5 = 400 A. Esta condición viene impuesta por la norma CEI-255, la cual fija como corriente térmica límite para los relés Iter = 80 ISN, durante un segundo. (Para otros tiempos «t», rige la fórmula 2 2 I ter  1  I t  t ). En consecuencia, debe cumplirse que FLP’ < 80. Para la intensidad de reglaje Ir del relé, debe cumplirse que FLP’ ≥ 2 Ir / I SN, siendo FLP’ el factor límite de precisión real, o sea, el correspondiente a la carga real S del TI, e I SN la corriente nominal secundaria. Ejemplo 1

Determinar la potencia nominal de precisión SN y el FLP de un TI para alimentar un relé SEPAM y un convertidor de intensidad 4-20 mA. Intensidad secundaria: 5 A Resistencia secundaria: 0,3 Ω, Consumo del relé: 0,25 VA, Consumo del convertidor de intensidad: 1 VA. Conexión entre el TI y el relé más el convertidor ubicados ambos en el depto. De BT de la cabina de MT con los TI: línea de 4 m con conductor de 2,5 mm2 cobre. Solución:

Consumo de línea: 89


Unidad I

0,5 (2 x 4)/2,5 = 1,6 VA. Consumo total: S = 0,25 + 1 + 1,6 = 2,85 VA. En base a la fórmula y la condición antes indicadas: FLP (S N + 0,3 x 52) = 80 (2,85 + 0,3 x 52) FLP (S N + 7,5) = 828 Si se elige para Sn el valor normalizado de 15 VA: FLP 

828  36,8 15  7,5

Se toma pues el valor normalizado inmediato inferior de 30, con lo cual el FLP’ correspondiente a la carga real S será: FLP' 

3015  7,5  65  80 2,85  7,5

Queda así asegurado que la corriente por el relé no llegará nunca a 80 In. De esta manera; FLP (30) < FLP’ (65) < 80

El TI será pues 15 VA 5P30. Condición de reglaje: Ir/Isn ≤ 65/2. 3.1.6.8 Datos Característicos de un T/C IEC 60044-1.

Ejemplo de un TC de protección:  

intensidad primaria asignada: 200 A, intensidad secundaria asignada: 5 A,

Potencia de precisión: Pn = 15 VA. Factor límite de precisión: FLP = 10. Para I = FLP x In, su precisión es 5% (5P), 3.1.6.9 Influencia de la carga en el factor límite de precisión

Recordemos que el esquema equivalente simplificado del captador de corriente magnética es el que se representa en la Figura 64. 90


Unidad I

Figura 64 – Esquema equivalente de u n T/C.

Aplicando la ley de Ohm a este esquema, se puede escribir: V = I2 (Rct + R), siendo: Rct: resistencia del arrollamiento secundario del TC, R: resistencia de la carga Rp, incluido el cableado, si I2 = FLP x In; y R = Rn = Pn / (In) 2, Vn = FLP x In (Rct + Rn) si I2 = FLP x In; y R = Rp = Pr / (In) 2, Vr = FLP x In (Rct + Rp). Con Vn: Voltaje nominal secundario Rn: Carga nominal secundaria Vr: Voltaje real en el secundario Pr: Carga real conectada al secundario En la Figura 65, se puede ver que, si Rp es mucho menor que Rn, el codo de saturación del captador está lejos de alcanzar el factor límite de precisión FLP (kn) previsto.

Figura 65 – Punto s de func ionami ento del T/C (captador) con di ferentes cargas.

El factor límite de precisión real que corresponde a la carga real (protección + cableado) se puede calcular. Se trata del FLP´ = Kr en el que se alcanza el codo de saturación Vn: 91


Unidad I

Vn = FLP x In (Rct + Rp). Si Rp es menor que Rn resulta que FLP’ (kr) > FLP (kn). Combinando las ecuaciones; k r  k n 

Rct  Rn Rct  R p

O también; k r  k n 

Pi  Pn Pi  Pr

Donde: 2

Pi  Rct  I n = pérdidas internas del captador de corriente con In, 2

Pn  Rn  I n = potencia de precisión del captador de corriente, Pr  R p  I n2 = consumo de la carga real del captador de corriente con In.

3.1.6.10 Cómo calcular las tensiones características para un TC definido en clase 5P ó 10P

Por ejemplo: Supongamos un TC 10 VA-5P15 con una razón de transformación 2000/5. «10 VA-5P15» significa que, cuando tiene una carga igual a su carga nominal R P  VA( no min al ) I n2 , se garantiza que la precisión del TC es mejor que el 5% hasta 15 In. A partir de aquí basta referirse al esquema equivalente del TC y a la ley de Ohm para tener el valor V(5P) o Vs1 (ver Figura 66)

Figura 66 – Cálcu lo de la tensi ón característi ca de un T/C.

Simplemente; V S 1  I S  Rct  RP 

O sea; V S 1  15  I n  Rct  RP 

92


Unidad I

Esta relación indica que el conocimiento de la resistencia interna del arrollamiento secundario del T/C es absolutamente necesario para hacer la correlación entre las diversas definiciones posibles del T/C. Solemos decir que una buena definición de un T/C implica, en todos los casos, el valor Rct. En nuestro caso, si suponemos que Rct = 0,6 Ω, Y con RP 

10  0,4 , tenemos; 52

V S 1  15  5  0,6  0,4  75V

Este es el voltaje al cual se alcanza el codo de saturación. El voltaje generado en el secundario del T/C durante una condición de falla en el sistema no debe superar este valor de voltaje. A partir de las relaciones deducidas anteriormente: V k V S 1



1,4 ; 1,6

V k V S 2



1,4 ; 1,6

V S 1 V S 2



1,6 ; 1,9

etc.

Se puede determinar el voltaje equivalente para un T/C P10: V S 2 

1,9 1,9  V S 1   75V  89V 1,6 1,6

3.1.6.11 Equivalencia entre diversas definiciones posibles de un mismo TC

En muchos casos es necesario hacer malavarismos entre las diversas características de los TC: razón de transformación, potencia, clase, FLP. A veces, para salir de una situación difícil, pero también para poder utilizar TC estándar, disponibles en el mercado, más baratos y de comprobada eficacia. A pesar de esto, hay que recordar que las únicas constantes de un TC son su curva de magnetización y su resistencia, y también, su razón de transformación. Cómo pasar de P n1 -5Pk 1 a P n2 -5Pk 2

Vs1 y Rct son datos fijos 

V S 1  k 1 I n  Rct 





Pn1 

  Pn 2  Pni       k I R .. k I R      2 n ct i n ct 2  2    I n2  I I n  n   

Si Pn2 es obligatorio

93


 P  Pn1  k 1 k 2   i P P  n 2   i 

o

Unidad I

 Rct I n2  Pn1  k 1 k 2   2  R I P  n 2   ct n

Si k 2 es obligatorio Pn 2 

 k  Pn1   1  1 Pi k 2  k 2  k 1

o

Pn 2 

 k  Pn1   1  1  Rct I n2 k 2  k 2  k 1

Cómo pasar de de Pn1 -5Pk1 a Pn2 -10Pk2

Por un lado se tiene: 

V S 1  k 1 I n  Rct 

Pn1 



I n  2

  P  V S 2  k 2 I n  Rct  n22  I n  

Y por otro lado se tiene; V S 2 

1,9  V 1,6 S 1

Combinando las expresiones se puede obtener; 



Si Pn2 es obligatorio; 1,9  Pi  Pn1    k o k 2  1,6  Pi  Pn 2  1

2 Rct I n  Pn1  1,9   k k 2  1,6  Rct I n2  Pn 2  1

Si k 2 es obligatorio; Pn 2 

 k 1   1,9  k 1   1 P  P   1,6  k 2 n1  k 2  i 

o

Pn 2 

  k 1  1,9  k 1 2   1 P    R I   1,6  k 2 n1  k 2  ct n 

Si se desea pasar de una definición 10P a una definición 5P, se pueden aplicar las expresiones anteriores; es suficiente invertir la razón de sus inducciones. 3.1.6.12 Comportamiento de los TI en régimen transitorio

Como es sabido, el curso temporal de las corrientes de cortocircuito, casi siempre presenta inicialmente una cierta asimetría o desplazamiento respecto al eje de tiempo (abscisa). La máxima asimetría se presenta cuando el cortocircuito se produce en el momento del paso por cero de la tensión alterna. En lo que sigue nos referimos a este caso por ser el más desfavorable. Según la Figura 91 la corriente está formada por una componente alterna senoidal a frecuencia de 94


Unidad I

red y una componente unidireccional, que se amortigua exponencialmente, denominada «componente continua». L/R de la red donde está conectado el primario del TI, o sea, τ = L/R. En las redes MT (sin alternadores), las normas consideran para τ un valor 40 ms. Por tanto, para la frecuencia de 50 Hz, resulta: L  X R

X

2 50

   2 50  40  10 3  3,14  12,56

Cada una de estas dos corrientes crea su correspondiente flujo en el núcleo magnético del transformador de intensidad. En valor cresta: – componente senoidal:  A 

ˆS  RS I

– componente continua:  C 

N 2  

ˆS  RS X I 

N 2   R

Donde; Îs : intensidad secundaria (valor cresta), Rs : resistencia del circuito secundario, N2 : número espiras del secundario, : 2 π f, a 50 Hz,

= 314,

X/R: relación reactacnia/resistencia de la red. El flujo total es pues: ˆS  RS  X  I  A   C   1   N 2    R   

El término 1 

X 

 se denomina factor de sobreinducción. En los circuitos de MT con τ = 40 ms,

R 

vale pues 1 + 12,56 = 13,56. Por tanto, en caso de cortocircuito de máxima asimetría, la inducción  ˆ en el núcleo del TI puede llegar a ser inicialmente casi 14 veces superior a la del cortocircuito simétrico del mismo valor y superar con ello el codo de saturación. En estas condiciones, hasta que la inducción no disminuya por debajo del codo de saturación, la intensidad inducida en el secundario deja de ser senoidal.

95


Unidad I

En la Figura 67 se representa el curso temporal de la corriente primaria asimétrica, de la corriente secundaria y de la relación entre la inducción total β y la componente alterna β~.

Figura 67 – Evolu ción d e la corr iente primaria, la corriente secundaria y la induc ción , en el caso de c orriente primaria completamente simétrica con saturación.

En la Figura 68 se representa el registro oscilográfico de la corriente primaria asimétrica y de la corriente secundaria, en el caso real de un TI de núcleo anular, conectado a un circuito de constante de tiempo τ = 100 ms.

96


Unidad I

Figura 68 – Oscil ograma de la corr iente primaria y secund aria de un trans form ador de intensidad de núcleo anular (τ = 100 ms)

Si se quiere evitar que se produzca esta saturación y consiguiente distorsión de la intensidad secundaria, debe dimensionarse el TI (sección del núcleo y número de espiras secundarias) de forma que esta sobreinducción no sobrepase el codo de saturación. En consecuencia, este factor de sobreinducción viene a ser también un factor de sobredimensionamento del TI. Ejemplo 2

Determinar la potencia de precisión Sn y el FLP de un TI para alimentar un relé electrónico del cual, no hay seguridad de funcionamiento correcto si la corriente que le transmite el TI no es senoidal. Intensidad secundaria del TI: 5 A, Resistencia del secundario: 0,25 Ω, Consumo del relé: 0,5 VA, Conexión entre TI y el relé ubicado éste en el depto. de BT de la misma cabina de MT con los TI: línea de 4 m de conductor de cobre de 4 mm2, Solución:

Consumo total: S = 0,5 + 0,5(2 x 4)/4 = 1,5 VA. En este caso conviene asegurar que con cortocircuito asimétrico el TI no llegará a la saturación. Por tanto se elige Sn en base a la condición (ver pagina 94 párrafo 3.1.6.12). Sn ≥ 1,5 x 13,56 = 20,34 VA. Se elige el valor normalizado de 30 VA. El FLP se determinará a partir de: FLP (30 + 0,25 x 52) = 80 (1,5 + 0,25 x 52) = 620 97


FLP' 

Unidad I

620  17 30  0,25  52

Se elige pues es valor normalizado inferior 15. Con lo cual: 1530  0,25  52  FLP '   70  80 1,5  0,25  52 Condición de reglaje: Ir/Isn ≤ 70/2 El TI será pues de 30 VA 5P15.

98


Unidad I

3.1.7 Formas Cons tru cti vas T/C de Alta tensi ón

3.1.7.1 Transformador de Corriente Tipo Tanque

Ventajas

    

Bajo centro de gravedad. Buen soporte ante sismos. El diseño de la porcelana aisladora es independiente del peso del núcleo. Facilidad para adaptar el núcleo a diferentes requerimientos. El tanque es parte del soporte.

Desventajas



Un conductor primario largo, significa pérdidas térmicas, por lo cual este T/C no es muy utilizado para corrientes sobre 3000 A.  Limitación para corrientes de cortocircuito a 60-80 kA por 1 segundo.

99


Unidad I

Dimensiones Típicas

100


Unidad I

3.1.7.2 Transformador de Corriente Tipo Invertido

Ventajas

  

Conductor primario corto, por lo tanto se tienen bajas pérdidas térmicas. Soporta altas corriente nominales y de cortocircuito de 1 segundo. Es más económico para tensiones mayores a 170 kV.

Desventajas

  

Se tiene un centro de gravedad en altura. Para núcleos grandes, es necesario reforzar la porcelana aislante para soportar el peso. Si los núcleos son grandes, es necesario tomar precauciones en instalaciones cuyo nivel de grado sismológico es alto.

101


Unidad I

Dimensiones Típicas

102


Unidad I

3.2 3.2 Transformado res de Potencial Son los transformadores de medida utilizados para reducir las tensiones primarias del SEP (normalmente del orden de los kV) a tensiones secundarias de rangos normalizados (115-120 volt), en forma directamente proporcional. En realidad, esta función puede ser cumplida también por otro tipo de elemento, denominado “Dispositivo Capacitivo de Potencial”, que se estudiará más adelante.

Figura 69 – Transform ador de Potencial

El transformador de potencial (T/P; Figura 70) es muy similar a un transformador de poder ya que ambos tienen la finalidad de cambiar el nivel de la tensión. Un transformador de poder está destinado a servir una carga sin exceder un aumento de temperatura especificado. El transformador de potencial se define, en cambio, en términos de la máxima carga (o burden) que es capaz de entregar sin exceder los límites de error de razón y de ángulo especificados; esto significa que la carga que es capaz de servir, sin exceder los valores permitidos de aumento de temperatura, puede llegar a ser hasta diez veces superior a su burden nominal

Figura 70 – Transfo Transfo rmador d e potencial (media y alta tensión)

103


Unidad I

3.2.1 Circuito Equivalente

La Figura 71 muestra el circuito equivalente y el diagrama fasorial de un T/P, referidos al primario.

Figura 71 – Transform ador de pot encial a) Circu Circu ito equivalente b) Diagrama fasorial.

A partir del diagrama fasorial de la Figura 71-b), se puede inferir que la exactitud de un transformador de potencial, queda determinada por las caídas de tensión en los enrollados primario y secundario. Cuando el secundario está en circuito abierto, las caídas de tensión son causadas por la corriente de excitación que circula por el primario y en estas condiciones, la tensión secundaria es V s0 s0 y existe una diferencia angular entre esta tensión y la del primario, de γ0 grados. Cuando el T/P tiene conectada una carga (burden) en el secundario, es necesario considerar las caídas de voltaje originadas por la corriente de carga, tanto en el primario como en el secundario. Así entonces, se tendrá la caídas de tensión asociadas a la corriente de excitación, que pueden considerarse pequeñas y constantes ya que se trabaja con densidades de flujo en el núcleo que están muy por debajo del punto de saturación y las caídas de tensión debidas a la corriente de carga. Por lo tanto, las variaciones de la carga, influyen en la exactitud del T/P. 3.2.2 3.2.2 Err Error ores es de Tens Tensió ión n y de d e Fase Fase

Error de tensión es el error que un transformador introduce en la medida de una tensión y que proviene de su relación de transformación no es igual a la relación nominal. El error de tensión εu, expresado en el tanto por ciento, está dado por la fórmula:  u % 

K nU S  U P  U P

 100

104


Unidad I

donde, Kn = relación de transformación nominal. ( K n 

U 1 U 2



N 1 N 2

)

Up = tensión primaria real. Us = tensión secundaria correspondiente a Up en las condiciones de la medida. N1: número de espiras del bobinado primario N2: número de espiras del bobinado secundario El desfase, o error de fase de un transformador de tensión δu, es la diferencia de fase entre los vectores de las tensiones primaria y secundaria, elegidos los sentidos de los vectores de forma que el ángulo sea nulo para un transformador perfecto. Tanto el error de relación como el error de fase, se componen del error en vacío y el error en carga según vemos en la Figura 72.

Figura 72 – Diagrama fasorial de un tr ansfor mador de pot encial real.

En la vemos los triángulos de vacío, que varían en función de Up. El margen de funcionamiento del transformador, en las normas UNE, CEI, etc., es entre 0,8 Upn y 1,2 Upn.

105


Unidad I

Figura 73 – Tirángul os de vacío del transfor mador de potenc ial

3.2.3 Transf ormador es De Tensión Para Medida

Son los transformadores de tensión destinados a alimentar los aparatos de medida, contadores y otros aparatos análogos 3.2.3.1 Clase de precisión

La clase de precisión de un transformador de tensión para medida, está caracterizada por un número (índice de clase) que es el límite del error de relación, expresado en tanto por ciento, para la tensión nominal primaria estando alimentado el transformador con la “carga de precisión”. Esta precisión debe mantenerse para una tensión comprendida entre el 80% y el 120% de la tensión nominal con una carga comprendida entre el 25% y el 100% de la carga de precisión. Las clases de precisión para los transformadores de tensión son: 0,1, 0,2, 0,5, 1 y 3.

Tabla 14 – Error es y c lase de precis ión T/P para medida.

Guía de aplicación:

106


Unidad I

Clase 0,1 - Laboratorio. Clase 0,2 - Laboratorio, patrones portátiles y contadores de precisión. Clase 0,5 - Contadores normales, aparatos de medida. Clase 1 - Aparatos para cuadro. Clase 3 - Para usos en los que no se requiera una mayor precisión. 3.2.4 Transform adores De Tensió n Para Protecc ión

Son los transformadores de tensión destinados a alimentar relés de protección. Si un T/P va a ser utilizado para medida y para protección, normalmente no es necesario que existan dos arrollamientos separados como en los T/I salvo que se desee una separación galvánica. Por ello, en la norma CEI, a los T/P para protección se les exige también que cumplan una clase de precisión como T/P para medida. Para un mismo modelo de T/P, la potencia de precisión, cuando sólo existe un secundario, es superior a la suma de las potencias de precisión de cada secundario, cuando existen dos, pues hay que tener en cuenta el espacio destinado a aislar entre sí ambos secundarios. Se llama “arrollamiento de tensión residual”, al destinado a formar un triángulo abierto (junto con los correspondientes arrollamientos de otros dos transformadores monofásicos), para suministrar una tensión residual en el caso de falta a tierra. Debido a la interdependencia existente entre los secundarios de un T/P, es necesario especificar si las potencias de precisión son simultáneas o no, pues si uno de los secundarios está cargado solamente durante cortos períodos de tiempo, puede admitirse que las cargas no son simultáneas. 3.2.4.1 Clase de precisión IEC

Los T/P para protección, salvo los arrollamientos de tensión residual, deben especificarse también como TT para medida. La clase de precisión, como T/P para protección, está caracterizada por un número que indica el error máximo, expresado en tanto por ciento al 5% de la tensión nominal. Este número va seguido de la letra “P”. Las clases de precisión normales son: 3P y 6P.

Tabla 15 – Errores y c lase de precisi ón T/P para prot ección .

3.2.4.2 Potencia de Precisión IEC

La potencia de precisión se define de la misma manera que para un transformador de corriente y sus valores normalizados son: 10 - 15 - 25 - 30 - 50 - 75 - 100 - 150 - 200 - 300 - 400 - 500

107


Unidad I

3.2.4.3 Carga

Se define de la misma manera que en el transformador de intensidad. Indicamos en la Tabla 16 los consumos normales de las bobinas voltimétricas de los aparatos alimentados por los transformadores de tensión:

Tabla 16 – Consum os t ípicos de aparatos conect ados a un T/P.

3.2.4.4 Cargas normalizadas y clases de precisión ANSI/IEEE

La exactitud depende de la carga y por ello, las normas (ANSI Standard C57.13) especifican éstas. Ellas se han elegido para incluir el rango normal de servicio. La Tabla 17 muestra los diferentes tipos de cargas normalizadas establecidas por ANSI a 60 Hertz. Es necesario hacer notar; sin embargo, que estas normas establecen que los volt-amperes y factor de potencia de las cargas deben ser los mismos en todas las frecuencias.

Tabla 17 – Cargas nor malizadas para trasf ormador es de p otenci a ANSI/IEEE.

A continuación y antes de analizar las clases de precisión, es necesario definir algunos términos que se emplean en esta clasificación, los que son válidos para todos los transformadores de medida. 

Relación verdadera (RV): Es la razón entre las magnitudes de la tensión o corriente del primario y las respectivas del secundario.  Relación marcada (RM) o relación nominal: Es la razón entre la tensión o corriente nominales del primario y las respectivas del secundario. 108


Unidad I



Factor de corrección de la relación (FCR): Es la razón entre la relación verdadera y la relación marcada.  Factor de corrección del transformador (FCT): Es la razón entre la potencia verdadera y la indicada por un wáttmetro conectado a través del transformador de medida. Permite considerar tanto el error de razón como el de ángulo de fase. Las normas C 57.13, clasifican a los TT/PP en 3 clases designadas como 0,3; 0,6 y 1,2. Estas cifras indican el porcentaje de error máximo que puede tener la razón del transformador al tener conectada una carga secundaria normalizada para cualquier voltaje comprendido entre el 90 y el 110% de la tensión nominal, a la frecuencia nominal y desde funcionamiento en vacío hasta el correspondiente a plena carga. En la Tabla 18 se establece esta clasificación con los límites para FCR y FCT. Los límites de FCT de la Tabla 18 han sido establecidos para un margen del factor de potencia del circuito primario, comprendido entre 0,6 y 1, ambos inductivos.

Tabla 18 – Errores de razón y ángu lo s egún cl ase de precisión .

Se puede demostrar que la relación entre el ángulo de desfase γ (considerado positivo cuando aV’2 adelanta a V1, tal como se muestra en la Figura 71-b) y los factores de corrección, se puede expresar según las siguientes ecuaciones:   0,75 

FCT  FCR

  2600 

FCT

rad 

FCT  FCR FCT

min 

La Figura 74 muestra gráficamente esta última relación para las clases 0,3; 0,6 y 1,2.

Figura 74 – Paralelogramo s de clases d e precisió n.

109


Unidad I

3.2.4.5 Polaridad

En la práctica, cuando se miden voltajes alternos en forma aislada no interesa mayormente el sentido relativo y no existe un borne “positivo” o de polaridad que se deba considerar. En cambio, cuando se deben comparar voltajes con otros voltajes o corrientes, entonces sí interesa conocer estas designaciones (conexión de wáttmetros y de relés de potencia, por ejemplo). En los transformadores de potencial se usa una terminología similar a los transformadores de poder acostumbrándose a usar la letra H (mayúscula) para designar los bornes de los enrollados de alta tensión y la letra x (minúscula) para los bornes de los enrollados de baja tensión. Así, H1 será homólogo con x1, o bien H1; x1 e y1 serán bornes de igual polaridad de los enrollados: primario; secundario y terciario, respectivamente. 3.2.4.6 Conexiones

Los transformadores de potencial, según se usen con propósitos de protección o de medida, suelen conectarse en alguna de las siguientes disposiciones. Conexión estrella-estrella (Y/Y)

Se usa generalmente cuando se requiere alimentar relés de distancia para fallas entre fases, los que se deben alimentar con tensiones entre líneas, tal como se muestra en la Figura 75.

Figura 75 – Conexión estrella-estr ella de transform adores de potenci al

Conexión estrella/delta abierta o delta inconclusa

Esta conexión, que se muestra en la Figura 76, se utiliza generalmente en protecciones, principalmente para polarizar relés direccionales de tierra. Como sería poco económico obtenerla usando tres TT/PP de alta tensión, generalmente se obtiene de un enrollado secundario adicional de los TT/PP, en el caso que ellos lo tengan.

110


Unidad I

Figura 76 – Conexió n delta estr ella abierta

Otra posibilidad es usar TT/PP auxiliares, como se muestra en la Figura 75, que por ser de baja tensión son bastante más económicos. El voltaje residual que se obtiene de esta conexión es muy útil en protecciones para detectar una condición de falla a tierra. Para que esta conexión funcione bien es absolutamente necesario que el neutro del primario este aterrizado con el fin de permitir la circulación de la corriente de secuencia cero. Conexión delta-delta ( Δ / Δ ) y delta abierta o en V (V/V)

Estas conexiones se muestran en las Figuras 2.8 a) y b) y se utilizan cuando sólo se requieren tensiones entre fases. La conexión V/V es bastante utilizada con propósitos de medida, pues se obtiene un sistema de tensiones trifásico con dos TT/PP solamente, lo que la hace más económica.

a)

b)

Figura 77 – Transfo rmadores d e potencial a) conectados en

/

b) conect ados en V/V

3.2.5 Transf ormador es De Tensión Para Medida

Para muy elevadas tensiones, el tamaño de un T/P tiende a crecer enormemente, como también su costo. Una solución alternativa más económica se ha encontrado con la utilización de “transformadores de potencial” de tipo capacitivo, denominados “Dispositivos Capacitivos de Potencial” (DCP). El dispositivo es básicamente un divisor de voltaje capacitivo. En realidad un divisor de voltaje podría obtenerse por ejemplo con resistencias, pero en este caso el voltaje de salida se vería seriamente afectado por la carga. El divisor capacitivo, en cambio, puede ser compensado con una inductancia conectada en serie con el punto de división. Si la inductancia fuera ideal, esta solución no tendría regulación y podría suministrar cualquier valor de salida, pero como no es 111


Unidad I

ideal, en la práctica limita la salida que puede obtenerse. Por otra parte, si el divisor redujera el voltaje al valor secundario requerido (por ejemplo 63,5 V fase-neutro), los condensadores deberían ser muy grandes. Una mejor solución se obtiene con un divisor de voltaje que entregue un voltaje de salida de valor más alto, el que puede ser reducido a valores normales usando un T/P más barato. Son varios los cambios que puede sufrir este circuito básico. La inductancia puede ser una unidad separada, o puede ser parte de la reactancia de fuga del transformador. La Figura 78 muestra dos tipos de DCP.

Figura 78 – DCP a) Con c ondensador de acoplamiento b) Tipo Bus hing c) Detalle del condensador cilíndrico.

Los dos dispositivos son semejantes y la diferencia principal consiste en el tipo de divisor de tensión utilizado, que a su vez afecta a su carga nominal. El primero utiliza como divisor de tensión un condensador de acoplamiento compuesto de varios condensadores en serie y un condensador auxiliar (Figura 78 a). El dispositivo tipo bushing (Figura 78 b) y c) utiliza el acoplamiento capacitivo de un bushing de alta tensión, de un interruptor o de un transformador, especialmente construido. El aislador está provisto de una derivación capacitiva, conectada a un electrodo cilíndrico y concéntrico cuyo detalle se muestra en la Figura 78 c). En términos generales existen dos tipos de dispositivos capacitivos de potencial: 

Clase A: Llamados también en fase o resonantes, a la cual pertenecen los dos tipos

anteriores. Los DCP de esta clase se usan comúnmente en protecciones.  Clase C: denominados fuera de fase o no resonantes, los que generalmente no son apropiados para la protección con relés.

112


Unidad I

3.2.5.1 Dispositivos capacitivos de potencial clase A

Características de funcionamiento

La Figura 79-a) muestra un diagrama esquemático del DCP clase A, que incluye el divisor de tensión. No se muestran los medios para ajustar la magnitud y ángulo de fase de la tensión secundaria, los que varían según el fabricante. El DCP necesita un T/P auxiliar que consta de dos enrollados de 115 Volt, uno de los cuales posee una toma de 66,4 Volt. Estos enrollados se combinan con los de las otras fases de un circuito trifásico, de modo que se forme la conexión en estrella para los relés de fase y una delta inconclusa para el relé de tierra. La Figura 79-b) muestra el circuito equivalente de un DCP referido al primario del T/P auxiliar, sin considerar la rama de excitación, es decir, se ha despreciado la corriente de excitación del transformador y en donde Rft y Xft son las, resistencia y reactancia de fuga del T/P auxiliar y Zb es la impedancia de la carga. El Diagrama Fasorial de la Figura 80 muestra que V1 y aV2 están desfasados un ángulo α pequeño (error angular). Existe un error de razón debido a la rama de excitación no considerada y a variaciones de la carga. En general estos dispositivos pueden ser ajustados de modo que para la impedancia de carga nominal, el voltaje secundario esté en fase con el voltaje primario y la razón de transformación sea igual a la nominal. Se establece también que la carga debe ser puramente resistiva, por lo que es necesario corregir el factor de potencia de las cargas, que son normalmente de tipo inductivo.

a)

b)

Figura 79 – DCP a) Diagrama esquemático de un DCP Clase A b) Cir cuit o equiv alente de un DCP Clase A referido al p rimario del T/P auxili ar.

Figura 80 – Diagrama fasorial d e un DCP Clase A.

113


Unidad I

Los distintos fabricantes eligen diversas formas para posibilitar los ajustes. A manera de ejemplo, el DCP General Electric KA 105 de tipo boquilla tiene las siguientes características:   

Reactancia variable del T/P auxiliar, para ajuste del desfase Taps en el T/P auxiliar, para ajuste de la razón de transformación Condensador variable en paralelo con la carga, para ajuste del factor de potencia

Algunos DCP poseen resistencias conectadas en paralelo con la carga, con el fin de mantener plena carga aplicada aunque ésta sea inferior a la nominal. Otros tienen condensadores de capacitancia variable en serie con la carga, para conseguir un desfase de 30º cuando los consumos se interconectan en delta. Los ajustes que pueden efectuarse permiten trabajar con errores máximos como los que se indican en la

Tabla 19 – Error de razón y de ángulo en func ión d e la tensión.

Tabla 20 – Error d e razón y de ángulo en fu nció n de la carga

En lo que se refiere a las potencias nominales, éstas se indican en la Tabla 2.5, tanto para los Dispositivos Capacitivos de Potencial tipo boquilla, como para los de tipo condensador de acoplamiento.

Tabla 21 – Cargas no min ales DCP.

114


Unidad I

Determinación de la razón de transformación

La Figura 81 muestra el circuito equivalente aproximado de un DCP, referido al primario del T/P, donde se ha supuesto compensado el factor de potencia (carga resistiva pura) y que la impedancia de fuga del T/P auxiliar es puramente reactiva. A partir del circuito se puede demostrar que: 

V 1  aV 2 1 



  X     jI 1  X t 1  C 2   X C 1  X C 1    X C 1  

X C 2 

Figura 81 – Circui to equi valente aproxim ado de un DCP.

Para que V1 y V2 queden en fase es necesario que la parte imaginaria de la ecuación anterior sea cero, de donde: X t 

X C 2

 X C 2  1   X C 1  

Como Xc2<< Xc1; (1+Xc2/Xc1) es prácticamente igual a la unidad y entonces Xt ≈ Xc2, lo que justifica la designación como resonante a este dispositivo ya que si por alguna razón se cortocircuita la carga, se produce el fenómeno de resonancia en paralelo, lo que puede traer como consecuencia una sobre tensión en estas reactancias, la que puede incluso ser mayor que la existente en Xc1. Ante esta eventualidad, se dispone un chispero en el primario del T/P auxiliar, tal como se muestra en la Figura 79. Bajo las consideraciones hechas y a partir de las ecuaciones anteriores, la relación de transformación del DCP puede escribirse como;  X   C   a1  C 1   a1  1  V 2  X C 2   C 2  V 1

Donde se puede apreciar que ella se puede variar cambiando la razón de transformación del T/P o el valor de la capacitancia C2.

115


Unidad I

3.2.5.2 Dispositivos capacitivos de potencial clase C

Estos dispositivos tienen menor facilidad de ajuste que los de clase A y para ellos se especifica que el desfase entre el voltaje secundario y primario puede ajustarse para cualquier valor entre 30º y 120º de adelanto (secundario adelantando al primario). La razón se puede ajustar a la nominal, estando fija la carga siempre que la tensión varíe entre 75 y 100% de la nominal. Al cambiar la carga debe nuevamente ajustarse. Su potencia máxima es de 75 watt y el T/P auxiliar tiene un solo enrollado secundario de 115 volt nominales con una derivación de 66,4 volt. Esta clase se construye como dispositivo tipo condensador de acoplamiento. 3.3 Medici ón de tensión y cor riente en media tensió n dist rib ució n En media tensión se utiliza medición de potencial y corriente en un mismo aparato que se denomina equipo compacto de medida. Están disponibles para medición con uno, dos y tres elementos.

a)

b)

Figura 82 – Equip o com pacto d e medida a) dos elementos b) tres elementos.

116


Unidad I

Figura 83 – Valores nom inales típico s de equipos comp actos d e medida (Fuente: Rhona).

La siguiente corresponde a una especificación de características nominales típicas (CH Transformadores) de un equipo compacto de medida de tres elementos: Característica Clase Razón de transformación Conexión Precisión Capacidad térmica Frecuencia Burden Relación de corrientes múltiples (R.C.M)

Valores 15-25-34Kv. 8400/240v o 224v, 12.000/240 o 224V, 14.400/240v o 224V o a pedido 3 Elementos: Estrella 0.3 Con carga permanente de 500Va, el aumento de la temperatura es menor a 55ºC (medida por resistencia). 50Hz. 25VA 3 Elementos: 2-4-8/5A, 2,5-5-10-15-25/5A,2,5-5-7,5/5A, 5-10-15-2550/5A, 10-15/5A,15-30/5A, 15-30-45/5A, 20-40-80/5A, 50-100150/5A, 250-500/5A, o a pedido del cliente

Figura 84 – Características nom inales típicas equipo c omp acto de medida

Al igual que los transformadores de poder los equipos compactos de medida se construyen sumergidos en aceite, y en configuraciones no sumergidas como la que se muestra en la figura:

Figura 85 – Vist a interior de un equipo c ompact o de medida (no sum ergido)

117


Unidad I

Capítulo 4 Interruptores de Poder (Circ uit Breakers) y Circuitos d e Control Como se dijo anteriormente, tanto los interruptores como los circuitos de control asociados a éstos forman parte del sistema de protecciones y cumplen sus propios objetivos como se verá a continuación. 4.1 Interru ptor es de poder o de pot encia Son los elementos destinados a interrumpir la continuidad del circuito eléctrico, ya sea voluntariamente por condiciones de operación del sistema, o bien, por la necesidad de aislar un equipo o una parte del circuito que ha fallado. En media y alta tensión la operación de un interruptor obedece a la señal de un relé encargado de vigilar la correcta operación del sistema eléctrico donde está conectado. La apertura de los contactos del interruptor es comandada por un circuito de control, que una vez recibida la señal del relé, energiza el mecanismo encargado de abrir los contactos. Los equipos de control asociados con la operación de interruptores de potencia tienen la misma importancia desde el punto de vista de mantención y de selección que la parte de potencia (contactos principales y auxiliares, cámara de apagado de arco). El diseño de interruptores es difícil puesto que deben cumplir condiciones extremas de operación, dependiendo de las circunstancias. Deben conducir la corriente en la mejor forma posible cuando están cerrados, sin introducir pérdidas ni calentamiento de importancia. Cuando están abiertos, en cambio, deben impedir totalmente el paso de la corriente sin presentar fugas de importancia. El principio básico de funcionamiento es bastante simple: Un contacto que se encuentra fijo y un contacto móvil que se separa de éste en forma rápida para crear un espacio no conductor entre ellos. La separación se logra, generalmente, por la acción de un resorte que se comprime con la ayuda de un motor auxiliar. El cambio de estado debe ser muy rápido, aunque no instantáneo, para no generar sobre tensiones excesivas en el SEP. 4.1.1 Formació n del arco eléctrico

Cuando el interruptor comienza una carrera de apertura, la superficie de contacto comienza a disminuir, con lo cual aumenta la densidad de corriente dando origen a un calentamiento del material. A medida que aumenta la separación de los contactos el aumento de temperatura se hace cada vez más rápido, calentando fuertemente el ambiente en torno al último punto de contacto, con lo cual se produce la ionización del gas circundante lo que permite el paso de la corriente a través del espacio que separa los contactos. Esta circulación de corriente se manifiesta en la forma de un arco eléctrico que es auto sostenido por su elevada temperatura. Aunque la corriente alterna pasa por cero en cada semiciclo, la inercia térmica mantiene las condiciones adecuadas para reencender el arco. Un oscilograma de los contactos de un interruptor en proceso de apertura (Figura 86), muestra que la tensión que aparece entre ellos está en fase con la corriente; es decir, el arco es de tipo resistivo y es relativamente constante durante el semiciclo, a pesar de que la corriente varía en forma sinusoidal. La Figura 2.34 muestra que la tensión crece por sobre el valor de encendido Va, tanto al comenzar el arco (tensión de reencendido VR) como al extinguirse éste (tensión de extinción VE) y además que VR>VE. 118


Unidad I

Figura 86 – Oscilograma de tensión y corriente entre los contactos de un interruptor de poder en pro ceso de apertura.

Existe un breve lapso al final de cada semiperíodo, en que la corriente se interrumpe debido a que su valor es tal que no logra mantener el grado necesario de ionización y el arco se enfría. Estas pausas de corriente cero van aumentando hasta que en algún momento la tensión impresa por el sistema es menor que VR y el arco se apaga definitivamente. El proceso descrito permite decir que la interrupción de circuitos resistivos es relativamente simple. Sin embargo, la interrupción es particularmente difícil en circuitos fuertemente inductivos (ó capacitivos), dado que la tensión impresa por el sistema es máxima cuando la corriente pasa por cero. Según esto, el problema fundamental en el diseño de interruptores es el medio que debe usarse para enfriar el arco y extinguirlo, en el breve lapso en que la corriente pasa por cero. 4.1.2 Interrupción de una línea fallada

El circuito de la Figura 87 es una representación de esta situación. En este circuito se ha supuesto concentrada la capacitancia C de la línea en un sólo punto; R y L representan la resistencia y la inductancia de los elementos del sistema conectados entre la fuente de alimentación de voltaje vg y el punto en donde se produce la falla. Inicialmente el interruptor AB está cerrado y el voltaje entre fase y tierra vc varía sinusoidalmente. Supongamos que se produce un cortocircuito en F en el instante t1 cuando el voltaje es máximo. El voltaje vc cae bruscamente a cero (Figura 88) y se establece una corriente de cortocircuito atrasada en casi 90º al voltaje, dado que la resistencia R es pequeña comparada con la inductancia L. Tan pronto como el cortocircuito es desconectado por el interruptor, en t2, el voltaje sube rápidamente y debido a la inductancia del circuito sobrepasa el valor máximo de vc y a no ser por la resistencia podría alcanzar a dos veces el valor máximo del voltaje nominal. El voltaje oscilará entonces en forma amortiguada hasta recuperar la forma de onda normal. Como el borne B del interruptor está conectado a tierra a través de la falla, el voltaje entre los contactos vR será igual al voltaje vc.

119


Figura 87 – Circuit o equiv alente de la apertura de una línea en cortoc irc uito .

Unidad I

Figura 88 – Osci logr ama de la apertur a de una línea en cortoci rcuito.

4.1.3 Apertura de una línea larga en vacío

El sistema posee una gran capacitancia y se puede representar por el circuito equivalente LC de la Figura 89, donde se ha despreciado la resistencia de la línea. La Figura 2.38 muestra un oscilograma de esta situación; al abrir el interruptor se establece un arco eléctrico cuyo corte se produce cuando la corriente pasa por cero en t = t1 por ejemplo. El condensador queda cargado con Vc = − Vg (Valores máximos) y la tensión entre los contactos vR = vg – vc crece desde cero hasta 2 Vg medio ciclo después según la curva mostrada. Si el arco se vuelve a encender, vR baja casi hasta cero (tensión de combustión Va) y al circuito LC se aplica una tensión Vg + VR ≈ 3Vg. Existe una oscilación a frecuencia f = 1 (2π LC) (comparativamente alta) que lleva la tensión en el condensador a + 3Vg en el instante en que la corriente vuelve a pasar por cero. Al cortarse el arco, el condensador puede quedar cargado a +3Vg, con lo que vR=vg–vc crece hasta hacerse aproximadamente igual a –4Vg y así sucesivamente, pudiendo hacer que la tensión en el condensador alcance a −5Vg. En este análisis se ha supuesto que las reigniciones ocurren en los instantes más desfavorable, es decir, cuando se producen los voltajes transientes más elevados. Es muy importante impedir que el arco se vuelva a iniciar en forma sucesiva, porque las sobretensiones producidas son peligrosas para los equipos del sistema, mientras que si el arco persiste, podría llegar a quemar los contactos de los interruptores.

Figura 89 – Circuito equivalente a la apertura de una línea en vacío.

120


Unidad I

Figura 90 – Oscilo grama de la interru pció n de una línea en vacío.

4.1.4 Característi cas de un interr upto r

El buen funcionamiento de un interruptor que abre con carga depende de que la rigidez dieléctrica que puede ofrecer al paso del arco, tenga una velocidad de crecimiento adecuadamente elevada con respecto del voltaje establecido por el circuito externo entre los contactos, durante la carrera de apertura. Para cumplir con esta premisa en una aplicación en particular, se requiere especificar una serie de factores que son parte de las características del interruptor. Entre estos factores se destacan:

121


Unidad I

4.1.4.1 Voltaje nominal

Es el valor efectivo máximo de la tensión entre fases, con la cual puede operar el interruptor en forma permanente. Se elige siempre un valor algo superior a la tensión nominal del SEP, por ejemplo: 15 kV, para un sistema de 13,8 kV. Los valores de tensión están especificados para operación en lugares donde la altura no supere los 3.300 pies (aproximadamente 1.000 metros.) sobre el nivel del mar. Un interruptor puede utilizarse con alturas mayores, pero su tensión nominal sufre una degradación, o de desclasificación, o derrateo (derating), según la Tabla 22 siguiente: Altura en pies

Altura en metros

3.300 4.000 5.000 10.000

1.005,8 1.219,2 1.524,0 3.048,0

Factor de desclasificación 1,00 0,98 0,95 0,80

Tabla 22 – Facto r de degradación de la tensión nomi nal.

Para alturas superiores a los 10.000 pies, es necesario estudiar el problema en particular, ya que la capacidad de interrupción también puede resultar afectada. 4.1.4.2 Corriente nominal

Es el valor efectivo de la mayor corriente que los contactos pueden soportar en forma permanente, sin calentarse excesivamente, considerando una altura máxima de 3.300 pies. En el caso de que ésta sea superior, la corriente nominal se degrada de acuerdo a los valores dados por la Tabla 23 siguiente: Altura en pies

Altura en metros

3.300 4.000 5.000 10.000

1.005,8 1.219,2 1.524,0 3.048,0

Factor de desclasificación 1,000 0,996 0,990 0,960

Tabla 23 – Facto r de degradación de la tensión nomi nal.

4.1.4.3 Corriente de paso momentánea

Es el valor efectivo de la corriente por polo que puede circular durante un lapso determinado. En general su valor es mayor que el de la corriente máxima de interrupción y queda determinado por los límites térmicos y de fuerzas magnéticas desarrollados en el interruptor. 4.1.4.4 Tiempo de interrupción nominal

Es el intervalo máximo admisible entre la energización del circuito de operación del interruptor y la extinción del arco en los tres polos. Se mide normalmente en ciclos de la onda fundamental de 50 Hz. (Si los interruptores son de procedencia americana, la base puede ser 60 Hz). Por ejemplo, los interruptores antiguos tenían tiempos del orden de 8 ciclos. Un interruptor normal de hoy puede tardar 5 ciclos. En la actualidad hay interruptores que abren en 3, e incluso 2 ciclos. Por 122


Unidad I

ejemplo, un interruptor del tipo HLR de ASEA, de pequeño volumen de aceite, abre en 2,5 ciclos en 50 Hz, o bien, en 3 ciclos en 60 Hz. En general, los tiempos de apertura de los interruptores van de 0,05 a 0,10 seg. Por ejemplo, un interruptor moderno en base a soplo de aire abre sus contactos en 0,04 seg. y requiere entre 0,01 y 0,02 seg adicionales para extinguir el arco. Este retardo debe tenerse en cuenta cuando se trata de coordinar protecciones en base a tiempos. 4.1.4.5 Capacidad de ruptura simétrica y asimétrica

Es la potencia aparente trifásica que considera la tensión nominal y la corriente nominal de interrupción. Es constante dentro de cierto rango de tensiones inferiores a la nominal, es decir, los MVA nominales de interrupción simétrica son: MVA N 

3  V N  I VN

O bien: MVA N 

3  V O  I VO

Si se considera que la corriente contiene la componente unidireccional (continua), se pueden emplear estas mismas relaciones, introduciendo un coeficiente comprendido entre 1,0 y 1,6; determinando de esta forma los MVA de interrupción asimétricos. Estos coeficientes se pueden obtener también a partir de curvas que son función de la relación X/R en el punto de falla y del tiempo transcurrido hasta que los contactos del interruptor comienzan a separarse (ver Figura 92 y Figura 93). Algunos ejemplos de interruptores de poder se indican en la Tabla 24 Tensión del sistema (kV)

Rangos de corriente nominal (A)

66 132

800-2.000 600-1.600

Corrientes de cortocircuito simétrico (kA) 13,1-21,9 10,9-15,3

Capacidad de cortocircuito (MVA) 1.500-2.000 2.500-3.500

Tabla 24 – Características de int errupto res de poder.

4.1.4.6 Corriente de interrupción nominal

Como es sabido, las corrientes de cortocircuito (CoCi) están formadas de varios componentes. Si se toma un oscilograma de una corriente de cortocircuito, se puede observar que en general son asimétricas con relación a un eje de referencia, de tal manera que el valor eficaz de la corriente varía con el tiempo. En la figura 1 se indica la forma de un oscilograma. Después del instante de inicio de la falla, la corriente de cortocircuito decae de un alto inicial I pk (produce efectos dinámicos) a un valor sostenido; además, que hay que agregar el tiempo propio de los relés que envían la señal de apertura al interruptor después de la iniciación del cortocircuito, por lo que el valor real de la corriente interrumpida por el interruptor es menor que el valor inicial de la corriente del corriente. 123


Unidad I

Figura 91 – Oscilograma de corriente de cortocircuito

AA' BB ' BX CC ' DD'

=

envolventes de la onda de corriente

= = =

eje cero desplazamiento del eje de simetría de la onda de corriente en cada instante valor efectivo de la corriente de cortocircuito simétrica en cada instante, medida

desde CC ' instante del inicio de la separación de contactos EE ' = = valor máximo de la componente alterna (CA) de la corriente de cortocircuito en el I ac instante EE ' ' = magnitud de la componente unidireccional (DE) de la corriente de I dc cortocircuito en el instante EE ' ' I sim = capacidad de ruptura simétrica en KA  I ac / 2 I asim I pk

= =

capacidad de ruptura asimétrica en KA corriente de cierre de cortocircuito

La IEC define la corriente de interrupción como sigue: La corriente de interrupción de un polo de un interruptor es el valor de la corriente en el polo en el instante de separación de los contactos y se expresa por dos valores.

a) b)

Corriente Simétrica Corriente asimétrica. a) La corriente simétrica, es el valor eficaz de la componente de corriente alterna en el polo en el momento de la separación de los contactos. Refiriéndose a la figura 1 su valor está dado por: I sim 

I AC

2 124


Unidad I

b) La corriente asimétrica, es el valor eficaz del valor total de la corriente que comprende las componentes de corriente alterna (C.A.) y corriente unidireccional (C.D.) en un polo, en el instante de la separación de los contactos. De la figura 1 se ve que el valor de la corriente asimétrica es: 2

I asim

 I  2   AC    I DC   2 

Frecuentemente se expresa la relación entre las corriente simétrica y asimétrica de cortocircuito por medio de un factor de asimétrica. I asim  K I sim K 

factor de asimetría

Este valor K depende de la relación entre la reactancia inductiva y la resistencia del circuito en donde se va a instalar el interruptor. K



 f  X R

Para circuit breakers más antiguos la capacidad de interrupción asimétrica está dada en MVA. La corriente de cortocircuito puede obtenerse mediante; I CC

(kA) 

Asimétrica

( MVA) 3  Voltaje de Operación (kV )

Capacidad de

ruptura

en

El procedimiento de cálculo de la capacidad asimétrica consiste en ingresar a las curvas de las Figura 93 y Figura 94 con la relación X/R del sistema en el punto de falla y obtener el factor asimetría K. Con este valor se puede obtener I asim  K I sim que puede compararse con la capacidad de interrupción asimétrica del circuit breaker. En los circuit breakers posteriores a 1964, sus valores nominales están dados en base a su corriente nominal de interrupción. El procedimiento es similar al anterior, pero se debe usar las curvas de la Figura 94 y Figura 95. Para usar estas curvas se debe conocer la relación X/R en el punto de falla, el tiempo nominal de interrupcion (en ciclos) y el tiempo de separación de contactos (contact parting time) del circuit breaker. La tabla muestra estos tiempos.

125


Figura 92 Factor de multip licación para falla trifásica (local)

Unidad I

Figura 93 – Factor de multip licación para falla trifásica y monofásica a t ierra (remota)

Figura 94 – Factor de mul tipl icació n para falla trifásic a (loc al)

126


Unidad I

Figura 95 – Factores de multiplicación para fallas trifásicas y monofásicas (remotas)

Tabla 25 – Definición de tiempos mínimos de separación de contactos para circuit breakers de alt a tens ión (Fuente: IEEE Std . C37.010-1979 y IEEE Std C37.5-1979)

Que debemos entender por falla local (cercana a la generación) o remota (alejada de la generación); Una falla local, o cercana a la generación, o en primera transformación es una falla que ocurre entre la generación y luego del primer transformador, pero antes del segundo. También se considera falla local aquella en la que la reactancia total en serie con el generador hasta la falla es menor que 1,5 veces la reactancia subtransitoria del generador. Una falla es remota, o alejada de la generación o en segunda transformación, cuando la falla ocurre luego del segundo transformador desde el generador, o bien, cuando la reactancia total en serie con el generador hasta el punto de falla es igual o superior a 1,5 veces la reactancia subtransitoria del generador.

127


Unidad I

Figura 96 – Definic ión de tr ansform aciones y r elaciones X/R típicas.

La capacidad interruptiva de un interruptor se calcula como 3 veces la tensión nominal por la corriente simétrica o asimétrica, según el caso. PCoCi

sim

 3 x KV x I sim

PCoCi asim 

3 x KV x I asim

o bien PCoCi asim  K x

PCoCi sim

La corriente de ruptura asimétrica, es el valor efectivo de la corriente total por polo que el interruptor puede soportar en el momento de la apertura (incluyendo la componente de corriente continua), si la tensión del sistema es la nominal. Para obtener la corriente de ruptura a una tensión de operación inferior a la nominal, se puede usar la siguiente expresión: I VO  I VN

V N V O

Donde: I VO : Corriente de interrupción al voltaje de operación I VN : Corriente de interrupción nominal (a tensión nominal) V N : Voltaje nominal (entre líneas) V O : Voltaje de operación (entre líneas)

El límite superior es el valor de la corriente máxima de interrupción, el cual no puede ser sobrepasado cualquiera que sea el voltaje de operación. La tensión en base a valores nominales simétricos está designada como tensión nominal máxima y un factor de rango de tensión nominal K . La Figura 97, muestra gráficamente la relación de capacidad de interrupción simétrica, capacidad de cierre, capacidad de enclavamiento (LATCHING) y la capacidad de ruptura a tensiones menores que la de servicio nominal de sistema; donde I CC N es la corriente de cortocircuito 128


Unidad I

nominal (capacidad de ruptura nominal) y V N máx es la tensión nominal máxima de diseño del interruptor.

1.6 K I CCN

K I CCN

I CCN

V N máx V oper sist

I CCN

V N máx

V oper sist

V N máx

K Figura 97 – Corriente de interrupción simétrica nominal.

A tensión nominal máxima de diseño, el interruptor tendrá una capacidad de interrupción simétrica igual a la corriente de cortocircuito nominal. A cualquier otra tensión de operación menor a la tensión nominal máxima de diseño del interruptor e igual o superior al valor de la tensión máxima de diseño, dividida por el factor K . La capacidad máxima de interrupción del interruptor estará determinada por la siguiente relación: I CC  I CCN

x

V Nmáx Voper sist

Donde: V oper sist  tensión de operación del sistema La

capacidad momentáneamente (primer ciclo) tiene una magnitud máxima admisible de 1.6 * K veces la corriente nominal de apertura de interruptor.

A tensiones de operación menores que 1 / K veces la tensión máxima de diseño de interruptor, la capacidad de corriente de interrupción máxima admisible tiene un valor constante igual a K veces la capacidad nominal de ruptura I CCN del interruptor.

129


Unidad I

4.2 Tipo s de interru ptor es de poder de alta y media tensión 4.2.1 Interruptores en aceite

Existe o se introduce aceite aislante durante la apertura de los contactos. Se clasifican en: 4.2.1.1 Interruptores de gran volumen de aceite

Los contactos fijos y móviles se encuentran alojados en el interior de un estanque metálico lleno de aceite (Figura 98). El calor del arco evapora instantáneamente el aceite que lo rodea, de tal modo que se genera hidrógeno a presión, el cual, debido a su gran conductividad térmica y al carácter explosivo que le da la presión, favorecida por un diseño adecuado de la cámara de extinción, contribuyen a ahogar rápidamente al arco. Este tipo de interruptor es muy robusto, sencillo, comparativamente silencioso, fácil de mantener y pueden conectarse T/C tipo bushing de entrada.

Figura 98 – Esquema de un pol o de interru ptor en aceite

Como inconvenientes o desventajas cabe mencionar, su excesivo peso y tamaño, ya que ocupa una gran cantidad de aceite mineral de alto costo (el estanque puede contener hasta 12.000 litros de aceite), lo que dificulta construir interruptores para tensiones de más de 154 kV, la posibilidad de incendio o explosión, los contactos son grandes y pesados y requieren de frecuentes cambios, la necesidad de inspección periódica de la calidad y cantidad de aceite en el estanque. Por lo tanto no pueden usarse en interiores, ni emplearse en reconexión automática. La Figura 99, muestra un interruptor de gran volumen de aceite con tres estanques; uno por polo o por fase.

130


Unidad I

Figura 99 – Interrup tor t rifásic o de gran volum en de aceite.

Detalle de Componentes: 1. Estanque 2. Válvula de Drenaje, para sacar muestras 3. Estanque de aire comprimido 4. Caja del mecanismo de operación 5. Tubos de protección de barras de acoplamiento 6. Resorte de operación 7. Bushing 8. Indicador de nivel de aceite 9. Flange de soporte del bushing 10. Tapa de inspección 11. Fundaciones 4.2.1.2 Interruptores de pequeño volumen de aceite

En estos interruptores (Figura 2.41 a) se reduce la cantidad de aceite a través de un diseño mas elaborado de la cámara de extinción (Figura 2.41 b). Esta cámara; mas pequeña, puede ser fabricada de material aislante y ponerse a la tensión de la línea, lo que abarata el costo. El aceite es conducido a presión a la zona del arco mediante una bomba que actúa en conjunto con el mecanismo de apertura. En este caso no hay mayores dificultades para colocar cámaras en serie y operar con tensiones tan elevadas como 750 kV. 131


Unidad I

Figura 100 – Interrupt or a) de pequeño v olum en de aceite; b) Esquema de cámara de extinción.

1. Abertura de escape de gases 2. Contacto fijo 3. Anillo apaga chispas 4. Espacio cilíndrico donde se produce el arco 5. Cámara de extinción 6. Arco eléctrico 7. Aceite 8. Discos de material aislante intermedios 9. Varilla móvil La cantidad de aceite que requiere este tipo de interruptor es del orden del 2% del anterior, es decir unos 240 litros, como promedio. Como desventajas se pueden mencionar el peligro de incendio y explosión aunque en menor grado comparados a los de gran volumen de aceite, no pueden usarse con reconexión automática, requieren una mantención frecuente y reemplazos periódicos de aceite, es difícil conectar transformadores de corriente y tienen menor capacidad de ruptura. 132


Unidad I

4.2.2 Interru ptor es neumáticos

Uno de los inconvenientes de los interruptores en aceite es el peligro que significa la presencia de un material combustible en las cercanías de una fuente de alta temperatura, como lo es el arco eléctrico. A lo anterior se suma la necesaria mayor preocupación que significa mantener el buen estado del aceite. Por estas razones se usan interruptores que tienen sus contactos en aire. Entre las ventajas se pueden mencionar, el que no hay riesgos de incendio o explosión, su operación es muy rápida, pueden emplearse en sistemas con reconexión automática, tienen alta capacidad de ruptura, la interrupción de corrientes altamente capacitivas no presenta mayores dificultades, hay menor daño y más fácil acceso a los contactos, son comparativamente de menor peso. Presentan sin embargo, algunas desventajas, tales como las siguientes: deben tener una compleja instalación debido a la red de aire comprimido, que incluye motor, compresor, cañerías, etc. y por lo tanto su construcción es más compleja y con mayor costo, requiere de personal especializado para su mantención y son más sensibles a la tensión de reignición del arco. Se pueden construir como interruptores de aire a presión atmosférica, los que son poco aplicables en sistemas de alta tensión, y de tipo aire comprimido, los que se emplean principalmente en sistemas de alta tensión. A continuación se indican algunos aspectos constructivos y de funcionamiento de cada uno de ellos. 4.2.2.1 Interruptores de aire a presión atmosférica

El mecanismo para la extinción del arco consiste exclusivamente en aumentar su longitud, lo que además de ser conseguido por la separación de los contactos, se logra principalmente de dos maneras: 

Interruptores de aire a presión atmosférica: El mecanismo para la extinción del arco

consiste exclusivamente en aumentar su longitud, lo que además de ser conseguido por la separación de los contactos, se logra principalmente de dos maneras: o

Convección natural : Se disponen los contactos de tal modo que el calor

desarrollado en la zona del arco provoque una corriente de aire por convección que lo alargue llevándolo a zonas más frías. Este método es el menos eficiente por lo cual prácticamente no se usa en alta tensión. o

Por soplo magnético : En estos interruptores la corriente eléctrica que forma el

arco se hace pasar por bobinas dispuestas de tal modo que por atracción magnética produzcan un alargamiento del arco, haciéndolo describir una trayectoria prefijada a través de un dispositivo “apaga-arcos”. La Figura 2.42 muestra en forma esquemática este tipo de interruptores.

Figura 101 – Representación esquemática de un interrup tor de sop lo magnétic o

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Unidad I

4.2.2.2 Interruptores de aire comprimido

En este tipo de interruptores, tal como se muestra en la Figura 102, por ejemplo, el arco se apaga estirándolo y enfriándolo con ayuda de un chorro de aire que se fuerza a pasar entre los contactos en el proceso de apertura. Las cámaras de extinción están a tensión de la línea y pueden ser unidas en serie para alcanzar cualquier nivel de tensión. Su gran poder de extinción hace que este tipo de interruptor sea el más usado, a tensiones donde no se pueda usar el de gran volumen de aceite. El carácter explosivo de la operación con aire comprimido los hace ser bastante ruidosos. En algunos casos, el mecanismo de operación también funciona con aire comprimido.

Figura 102 – Diagrama esquemático d e un interrupt or de aire comprim ido de cho rro transversal.

Las Figura 103 a) y b) muestran esquemáticamente un interruptor de aire comprimido y la sección longitudinal de una cámara de extinción, respectivamente.

a)

b)

Figura 103 – Interru ptor de aire comprim ido a) Detalle de compo nentes b) Corte longitudin al de cámara de extinción.

1. Cámaras de arco 2. Contacto fijo 3. Contacto móvil

4. Resorte de aceleración 5. Escape del aire 6. Columna aislante

7. Válvula 8. Tablero de Control 9. Estanque de aire comprimido 134


Unidad I

El continuo aumento en los niveles de cortocircuito en los sistemas de potencia ha forzado a encontrar formas más eficientes de interrumpir corrientes de fallas que minimicen los tiempos de corte y reduzcan la energía disipada durante el arco. Es por estas razones que se han estado desarrollando con bastante éxito interruptores en vacío y en hexafluoruro de azufre (SF6). 4.2.3 Interrupt ores en vacío

La alta rigidez dieléctrica que presenta el vacío (es el aislante perfecto) ofrece una excelente alternativa para apagar en forma efectiva el arco. En efecto, cuando un circuito en corriente alterna se desenergiza separando un juego de contactos ubicados en una cámara en vacío, la corriente se corta al primer cruce por cero o antes, con la ventaja de que la rigidez dieléctrica entre los contactos aumenta en razón de miles de veces mayor a la de un interruptor convencional (1 kV/μs para 100 A en comparación con 50 V/μs para el aire). Esto hace que el arco no vuelva a re-encenderse. Estas propiedades hacen que el interruptor en vacío sea más eficiente, liviano, y económico. La presencia del arco en los primeros instantes después de producirse la apertura de los contactos se debe principalmente a emisión termoiónica y a emisión por efecto de campo eléctrico. En otras palabras, los iones aportados al arco provienen de los contactos principales del interruptor. Conviene destacar que en ciertas aplicaciones se hace necesario mantener el arco entre los contactos hasta el instante en que la corriente cruce por cero. De esta forma se evitan sobretensiones en el sistema producto de elevados valores de di/dt. La estabilidad del arco depende del material en que estén hechos los contactos y de los parámetros del sistema de potencia (voltaje, corriente, inductancia y capacitancia). En general la separación de los contactos fluctúa entre los 5 y los 10 mm. La Figura 104 muestra el esquema de un interruptor en vacío.

Figura 104 – Diagrama esquemático de la sección transv ersal de un interru ptor de alto vacío.

Entre las ventajas, que presenta, se pueden indicar las siguientes: tiempo de operación muy pequeño; en general, la corriente se anula a la primera pasada por cero, la rigidez dieléctrica entre 135


Unidad I

los contactos se restablece rápidamente impidiendo la reignición del arco, son menos pesados y más baratos, prácticamente no requieren mantención y tienen una vida útil mucho mayor que la de los interruptores convencionales. Como desventajas se pueden mencionar, su baja capacidad de ruptura (de entre 60 a 100 MVA), la posibilidad de generar sobretensiones debido al elevado di/dt. 4.2.4 Interruptores en Hexafluoruro de Azufre (SF6)

El hexafluoruro de azufre se usa como material aislante y también para apagar el arco. El SF6 es un gas muy pesado (5 veces la densidad del aire), altamente estable, inerte, inodoro e ininflamable. En presencia del SF6 la tensión del arco se mantiene en un valor bajo, razón por la cual la energía disipada no alcanza valores muy elevados. La rigidez dieléctrica del gas es 2,5 veces superior a la del aire (a presión atmosférica). La rigidez dieléctrica depende de la forma del campo eléctrico entre los contactos, el que a su vez depende de la forma y composición de los electrodos. Si logra establecerse un campo magnético no-uniforme entre los contactos, la rigidez dieléctrica del SF6 puede alcanzar valores cercanos a 5 veces la del aire. Son unidades selladas, trifásicas y pueden operar durante largos años sin mantención, debido a que el gas prácticamente no se descompone, además de no ser abrasivo. Dada la alta rigidez dieléctrica que el gas presenta, es un excelente aislante. Por ello resulta ser irremplazable en las subestaciones del tipo encapsulado, donde se utiliza además como medio de aislación para las barras de alta tensión. La subestación encapsulada o GIS (Gas Insulated Switchgear), tiene la gran ventaja de ocupar mucho menos espacio que una subestación convencional (aproximadamente un 50%), lo que muchas veces compensa desde el punto de vista económico el mayor costo inicial. La presión a que se mantiene el SF6 en interruptores es del orden de 14 atmósferas mientras que en switchgear alcanza las 4 atmósferas. Quizás si la única desventaja de este tipo de interruptor consiste en que no pueden operarse a temperaturas muy bajas (inferiores a 10 ºC), para evitar que el gas se licúe, lo que obliga a utilizar calefactores cuando se emplea en el exterior. La Figura 2.46 muestra un esquema que permite observar las diferentes partes que componen un módulo de un polo del interruptor tipo FA de autosoplado, en SF6, de Merlin Gerin, utilizado para tensiones que van desde los 72,5 a 765 kV. Según la tensión, un polo del disyuntor FA está constituido por uno o varios módulo, de una o dos cámaras. El módulo incluye, dos cámaras de corte conectadas en serie, dos condensadores de reparto de tensión, montados en paralelo sobre las cámaras de corte, un gato hidráulico para la conexión, etc. La Figura 2.47 muestra los disyuntores FA 1 y FA 2 en servicio.

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Unidad I

Detalle: 1. Cámara de corte 2. Contacto fijo 3. Contacto móvil 4. Condensador 5. Conducto acoplamiento de las cámaras 6. Dispositivo de guía 7. Conjunto de bielas de mando 8. Cárter 9. Aislador-soporte 10. Biela aislante 11. Caja colocación de resortes 12. Resortes 13. Gato hidráulico 14. Acumulador de aceite a alta presión 15. Estanque auxiliar de baja presión 16. Armario de mando 17. Chasis metálico 18. Manostato

Figura 105 – Módul o de un pol o de interru ptor de autosopl ado en SF6 Merlin Gerin.

A medio plazo, sólo quedará la ruptura en SF6 y en vacío. Por lo que se refiere a los márgenes de utilización, el SF6 y el vacío deberán reservarse el mercado de la AT-A, quedando solamente el SF6 en AT. La variación de la rigidez dieléctrica entre electrodos (Figura 106) muestra en efecto que, aunque el vacío es muy eficiente en AT-A, llega a su límite a 200 kV independientemente de la distancia entre electrodos.

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Unidad I

Figura 106 – Influenci a de las dist ancia entre los electrodos sobr e la rigi dez dieléctri ca

4.2.4.1 Las técnicas particulares de ruptura en SF6

En 30 años, se ha evolucionado, pasando, poco a poco, de un soplado del arco provocado mecánicamente (doble presión, golpe de pistón) a un soplado provocado por la propia corriente a cortar (arco giratorio, expansión). Estos términos corresponden a las acciones sobre el arco, diferenciadas o combinadas, cuyo objeto es enfriar el arco. De hecho, no tienen siempre el mismo significado, según los constructores que las utilizan. La tabla de la Figura 107, en la página siguiente, muestra cómo se sopla y/o enfría el arco para cada técnica.

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Figura 107 –Diferentes técni cas de c orte empl eadas en SF6.

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4.2.5 Interru ptor es de tanque vivo y tanque muerto

Una forma de clasificar los circuit breakers independiente del modo de cortes es indicando si el tanque que contiene al medio aislante está a potencial de línea (tanque vivo) o a potencial de tierra (tanque muerto).

Figura 108 – Estr uctu ra de tanque vivo y t anque muerto.

Interruptores de tanque muerto

Se mantiene el tanque a potencial de tierra y la resistencia sísmica es mejor en relación con los diseños en tanque vivo. Se utilizan bushings para conexiones de línea y de carga que permiten la instalación de los transformadores de corriente de medición y protección a un costo nominal. El interruptor de tanque muerto no requiere de aceite o gas adicional para el aislamiento entre el interruptor y la carcasa puesta a tierra. Interruptores de tanque vivo

El interruptor de tanque vivo consiste de una carcasa montada sobre aisladores y se encuentra a potencial de línea. Este enfoque permite un diseño modular y los interruptores pueden conectarse en serie para lograr un nivel de tensión más elevado. La operación de los contactos se realiza normalmente a través de una varilla de operación aislada o a través de un mecanismo de rotación aislado sobre porcelana operado por un mecanismo a nivel de suelo. Este diseño minimiza la cantidad de aceite o gas usado para la interrupción del arco ya que no se necesita una cantidad mayor para lograr el aislamiento del tanque. Este diseño se adapta fácilmente a la adición de resistencias de pre-inserción o de condensadores de graduación cuando se requiere. La capacidad sísmica requiere de consideraciones especiales debido al elevado centro de gravedad del conjunto cámara de interrupción. Las figuras siguientes muestran algunos ejemplos reales de interruptores de tanque muerto e interruptores de tanque vivo de distintos fabricantes. 140


Unidad I

Figura 109 – Dead Tank Circuit Breaker ABB 5000A, 800kV, 63kA

Figura 110 – Dead t ank (SF6) circ uit breaker Alst on 3.150A; 245kV; 40kA; 3 clic los.

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Figura 111 – Cámara de interr upci ón

Figura 112 – Dead tank (SF6) circui t b reaker Alst om 4.000A; 550kV; 50kA; 2,5/2,0 ciclos

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Figu ra 113 – Live Tank (SF6) circ uit breaker 5.000A, 800kV, 80kA, 33ms

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4.3 Mecanismos y cir cuitos de control 4.3.1 Mecanismos

Los mecanismos que utilizan los interruptores en su operación, concentran una gran cantidad de energía que se libera en fracciones de segundo. Para contar con la energía necesaria, los interruptores usan mecanismos tales como la compresión de resortes espirales o el uso de barras de torsión, como también la acumulación de aire comprimido a gran presión.

Figura 114 – Mecanism o de operación por r esorte

a)

b)

c) Figura 115 – Mecanism o de op eración a) cerrado, b) abierto, c) abriendo

144


Unidad I

En la Figura 115, se muestra a modo de ejemplo el mecanismo de apertura y cierre de un interruptor del tipo tanque vivo. En la posición cerrada del circuit breaker (B), los contactos se encuentra en la posición cerrada, con los resortes de cierre (5) y apertura (A) cargados. El interruptor se mantiene en la posición cerrada por medio del pestillo de apertura (1) que mantiene la fuerza del resorte de apertura cargado. El mecanismo está ahora listo para operar por medio de un comando de apertura. Cuando el interruptor está abriendo, el pestillo (1) se suelta por medio de la bobina de disparo. El resorte de apertura (A) empuja el interruptor (B) hacia la posición de contactos abiertos. La palanca de operación se mueve hacia la derecha y finalmente alcanza al disco de levas (3). El mecanismo mas común (Figura 116) consiste en un tren de palancas que es accionado por un solenoide o un pistón operado por aire comprimido o aceite, mediante el cual se produce el cierre. El sistema de palancas está diseñado para mantenerse en la posición cerrado mediante una lengüeta de desenganche la que al ser activada libera la energía acumulada, abriendo de este modo el interruptor. La energía de reserva se acumula en el proceso de cierre y puede ser bastante grande. Por ejemplo si el cierre de un interruptor de 132 kV se hiciera mediante un solenoide, requeriría una potencia del orden de 50 kW. Por este motivo se usa aire a una presión de 150 a 200 libras/pulgada cuadrada y se emplean alrededor de 6 pies cúbicos en cada operación.

1) 2) 3) 4) 5) 6) 7)

Eje principal Resorte de cierre Disco de levas Palanca de cierre (lever) Eje de cambio Resorte de disparo Motor

Figura 116 – Mecanism o de operación tip o FSA1 ABB.

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Unidad I

Figura 117 – Mecanism o de operación FSA1 a) vista post erior b) vis ta front al

Detalle: 1) 2) 3) 4) 5) 6)

Eje principal Tornillo sin fin Mecanismo de operación de la palanca operativa Motor Contactos auxiliares Resorte de cierre

7) 8) 9)

Amortiguador hidráulico Eje de intercambio Contador de operaciones del interruptor 10) Indicador de posición 11) Indicador de carga del resorte 12) Palanca de operación del cierre manual

13) Bobina de cierre 14) Palanca de operación de apertura manual 15) Mecanismo de operación de la palanca de cierre 16) Bobinas de disparo 1 y 2 17) Resorte de disparo

Los interruptores de media y alta tensión tienen como mínimo la energía suficiente para lograr un cierre y una apertura con la energía acumulada en su mecanismo. Por supuesto, la mayoría de los interruptores modernos tienen la capacidad para efectuar más de un ciclo de cierre apertura. En cualquier caso, el interruptor debe terminar su ciclo con una operación de apertura.

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Unidad I

4.3.2 Circ uito s de cont rol

Un interruptor puede ser accionado directamente en forma manual (operación local), o bien, mediante un electroimán que se puede energizar a distancia (operación remota). Generalmente, se dispone de dos electroimanes con potencias del orden de los 100 a 200 watt que se destinan a liberar la energía almacenada. Se denominan: Bobina de Cierre (BC), con su equivalente en inglés Close Coil (CC) y Bobina de Desenganche (BD), con su equivalente Trip Coil (TC). Estas dos bobinas están diseñadas para trabajar en forma intermitente, puesto que se construyen para que sean capaces de operar hasta con el 60% del voltaje nominal, para asegurar su operación bajo condiciones anormales de voltaje de control. 4.3.2.1 Alimentación de los Circuitos de Control

Las principales fuentes de energía eléctrica utilizadas en el control de los interruptores de poder son: Bancos de acumuladores

Se denominan también baterías de control y son las que suministran la mayor parte de la energía requerida para el funcionamiento de los diferentes circuitos de control. Se prefiere este tipo de alimentación por su seguridad y eficiencia en lugares donde existen las facilidades para instalar bancos de baterías, o bien, cuando la cantidad de interruptores así lo exige. Las baterías que conforman el banco pueden ser del tipo plomo-ácido o alcalinas, siendo estas últimas bastante más caras que las primeras, aunque tienen una mayor duración. Las tensiones que se usan pueden ser: 48 Volts para instalaciones pequeñas o medianas con capacidades de 70 a 150 Amperes-hora; 125 Volt con capacidades de 200 a 400 Amperes-hora. En forma excepcional, se pueden encontrar bancos de baterías para 220 Volt, con capacidades superiores. Todos los circuitos necesarios para el comando de los interruptores y otros equipos de una instalación, además del sistema de alarmas y señalizaciones que se alimentan de la misma fuente de corriente continua, constituyen el “Circuito de control de C.C.” de la instalación. Transformadores de servicios auxiliares

Se usan en subestaciones pequeñas que no disponen de baterías de control y cuando se trata de pocos interruptores para transformadores de potencias menores a 4 MVA. Generalmente, se trata de interruptores que tienen sus bobinas diseñadas para operar con corriente alterna. En la práctica se recurre, excepcionalmente, a utilizar interruptores con bobinas para corriente continua que se alimentan a través de un rectificador. La alimentación se obtiene de transformadores para servicios auxiliares con potencias del orden de 15 kVA, con secundarios en estrella de 400-231 Volt. En algunos casos el control se alimenta de los mismos transformadores de potencial de la Subestación (S/E) que proveen la energía suficiente para hacer efectivas las órdenes, además de suministrar la información necesaria. Ocasionalmente, la energía puede obtenerse de los transformadores de corriente, aunque en este caso se usan exclusivamente para dar desenganche ante fallas, siendo la operación de cierre efectuada manualmente.

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4.3.2.2 Contactos auxiliares

En cualquier interruptor de poder se consulta la existencia de contactos que están previstos para fines de control. Estos contactos (auxiliares) están diseñados para trabajar con valores de voltaje y corrientes de control (125 Volt C. C. y 10 Amperes, por ejemplo). Los contactos auxiliares que siguen la acción del interruptor, es decir, cierran cuando éste cierra se denominan tipo “a”. Los contactos que siguen la posición contraria, es decir, abren cuando el interruptor cierra, se denominan tipo “b”. (Figura 118)

Figura 118 – Simbol ogía ANSI de con tactos a) Normalm ente abierto b) Norm almente cerrado.

Otra designación que se suele utilizar se basa en la posición que tienen los contactos cuando el elemento que los acciona está desenergizado, se dice: “como se recibió de fábrica”. En este caso un contacto tipo “a” se denomina “normalmente abierto” (NA) y un contacto tipo “b”, “normalmente cerrado” (NC). Todos estos contactos están adosados al mismo eje de los contactos principales, de modo que su operación coincida exactamente con la del interruptor. En algunos casos, dentro de este mismo conjunto se consulta la existencia de contactos que tienen un pequeño adelanto en la operación que les corresponde denominados “aa” o “bb” según sea el caso. 4.3.2.3 Switch de control

Los switches o llaves de control son los encargados de comandar los interruptores de poder, a través del circuito de control dando órdenes de cierre o de apertura. Generalmente se ubican en los tableros o pupitres de control de las salas de comando, aún cuando pueden también estar ubicados en el mismo interruptor. La Figura 119 muestra el aspecto exterior del switch de control, así como la disposición de los contactos y la Tabla 26, el diagrama de secuencia en que los contactos operan. La letra X indica que contacto está cerrado según la posición del switch. Por ejemplo, los contactos 1-1c y 4-4c son simples y cierran al poner el switch en la posición “cerrar”, pero el contacto 3-3c cierra tanto en la posición “cerrar” como “abrir”. Por construcción, la manilla del switch permanece siempre en la posición central (reposo), pudiendo ser girada hacia la izquierda para dar una orden de cerrar, o bien, hacia la derecha para dar una orden de abrir. La manilla mueve un eje de camos que actúan sobre los contactos que se cierran o abren de acuerdo al diagrama de la Tabla 26. Al soltar la manilla, ésta vuelve a la posición central pero en 148


Unidad I

la ventanilla queda una tarjeta que de acuerdo a su color indica la posición a que se movió la manilla la última vez. Si la tarjeta es roja, la manilla se movió a la posición cerrar. Si la tarjeta es verde, la manilla se movió a la posición abrir.

Figura 119 – Switch de cont rol a) Vista superior b) Disposició n de co ntactos

Tabla 26 – Diagrama de operación de cont actos

Además de esto, se consultan ampolletas de señalización: de color rojo para “cerrado” y de color verde para “abierto”. De este modo se comprueba si el interruptor cumplió con la orden que se le dio. La disposición física de las ampolletas se muestra en la Figura 119 y su alimentación se hace a través de contactos auxiliares del interruptor tal como se muestra en la Figura 120. Además de la señalizaciones anteriores, las protecciones que ordenan la apertura de interruptores poseen sistemas que permiten visualizar cual de ellas operó (unidad de sello y tarjeta, por ejemplo). Los interruptores mismos, cuentan con sistemas de alarma de tipo auditivo ya sea cuando operan o bien para indicar algún tipo de perturbación que no provoque una apertura inmediata.

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4.3.2.4 Clasificación de los circuitos de control

Se pueden clasificar en dos grandes grupos, de acuerdo con su fuente de alimentación: De comando por corriente continua

En la Figura 120 se muestra un circuito de este tipo y su funcionamiento es el siguiente:

Figura 120 – Diagrama elemental de contr ol de un in terrupt or de poder

Cierre del Interruptor: Con el interruptor abierto, la posición de los contactos es la mostrada en la Figura 2.50. En estas condiciones, está encendida la ampolleta verde a través de 52/b (bornes 1-2) y apagada la ampolleta roja, pues 52/a (bornes 7-8) está abierto. Para cerrar el interruptor se lleva el Switch de control (Swc/52) a la posición “cerrar”, energizándose la bobina de cierre (52/BC) a través de 1-1c y 52/b (bornes 5- 6). El interruptor efectivamente se cierra y cambia la posición de todos sus contactos; por lo tanto se cierra 52/a (bornes 7-8), con lo que se enciende la ampolleta roja a través de la bobina de desenganche (52/BD) la que de todas formas no opera, puesto que la corriente no es suficiente para que ello ocurra. La ampolleta roja encendida indica que el interruptor efectivamente cerró y que el circuito de desenganche tiene voltaje para una próxima operación de apertura. En el circuito de cierre se abre 52/b (bornes 5-6) por lo que se desenergiza la bobina de cierre, pero el interruptor queda cerrado en forma mecánica. Además se abre 52/b (bornes 1-2) con lo que se apaga la ampolleta verde Apertura del interruptor: Esta se puede hacer energizando la bobina de desenganche, llevando la manilla del Switch de control (Swc/52) hacia la posición “abrir”, lo que cierra los contactos 2 y 3 o por la operación de la protección, cuyos contactos se han designado por P. En cualquiera de los dos casos se cortocircuita la ampolleta roja (que se apaga) y se energiza la bobina de desenganche 150


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52/BD a través del contacto 52/a (bornes 7-8) y el interruptor se abre, con lo que se enciende la ampolleta verde, a través del contacto 52/b (bornes 1-2) El desenganche es eléctricamente libre porque no depende de si el Swc/52 (bornes 1-1c) está cerrado o no. En el caso en que 1-1c se encuentre cerrado (el operador mantiene la orden de cierre del interruptor), la apertura se hace de todas maneras, pues 52/b (bornes 5-6) está abierto. Sin embargo, este esquema tiene el problema de que si se mantiene la orden de cerrar, una vez que el interruptor ha abierto, se producirán sucesivos cierres y aperturas, dando origen al denominado “bombeo” del interruptor. Para evitar este problema se hace uso de un circuito que cuenta con un relé antibombeo (94), tal como el que se muestra en la Figura 121, donde por simplicidad se han eliminado las ampolletas indicadoras.

Figura 121 – Circuito de control de interruptor con relé antibombeo.

En el esquema se aprecia que si se mantiene la orden de cierre contra la falla, el interruptor no vuelve a cerrar debido a que el circuito de la bobina de cierre queda interrumpido por el contacto 94/b (bornes 1-2) del relé de antibombeo, de modo que para cerrar nuevamente el interruptor, se debe inhabilitar el relé 94 abriendo el contacto 1-1c del Switch control y volviéndolo a cerrar. Este circuito no es necesario en los interruptores de soplo de aire, ya que las bobinas de cierre que comandan las válvulas de aire comprimido necesitan ser desenergizadas para que sea posible efectuar una nueva orden de cierre. De comando por corriente alterna Se usa en subestaciones inferiores a 4 MVA, que no dispongan de baterías de control. Las soluciones más usadas son:

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Trip serie: Mediante el uso de la corriente circulante por el propio interruptor controlado, ya sea directamente si la tensión y la corriente lo permiten o, como es más común, a través de TT/CC. La Figura 122 muestra el circuito de control de interruptores tipo trip serie directo para el relé de sobrecorriente IAC 51C (General Electric). El sistema funciona de la siguiente manera: En condiciones normales, la corriente de carga circula por la bobina del relé 51 y por X1 a través del contacto cerrado X que se mantiene en esta posición debido a la corriente que circula por X1. El contacto X a su vez cortocircuita las bobinas de sello y tarjeta del relé y de apertura del interruptor. Si existe una corriente muy alta que haga operar el relé 51 se cierra 51/a que cortocircuita la bobina X2; en esta circula una corriente debido a la tensión inducida por la corriente que circula por la bobina X1. La corriente inducida en X2 es tal que hace aumentar la reluctancia del circuito magnético a la izquierda de la bobina X1, por lo que el flujo producido por X1 se cierra a través del núcleo situado a la derecha. Así entonces, se abre X y la corriente pasa por la bobina de sello y tarjeta (51/SyT) y de desenganche del interruptor (52/BD) lo que hace que se cierre el contacto de la bobina de sello y tarjeta SyT/a dando otra vía de circulación a la corriente en X2 y se abra al interruptor. Aunque ahora no hay corriente en el secundario del T/F de corriente el interruptor queda abierto.

Figura 122 – a) Circui to de con trol tipo trip serie b) Diagrama esquemático d el relé auxiliar

Mediante el uso de energía obtenida antes o después del interruptor controlado: La Figura 123 muestra un circuito de control en que la energía se obtiene de transformadores de servicios auxiliares ubicados antes (aguas arriba) del interruptor controlado. El funcionamiento de este circuito es semejante a los ya estudiados. Se debe hacer notar que para el circuito de control se usa energía de C.A. rectificada. El condensador de disparo C permite disponer siempre de la energía necesaria para la apertura, ya que para fallas cercanas al punto en que se obtiene la energía, la tensión puede ser muy pequeña. 152


Unidad I

Figura 123 – Control d el interru ptor de poder us ando energía en C.A.

Otros esquemas utilizados: La Figura 124 muestra dos esquemas que usan energía proveniente de fuentes de corriente alterna para el control. Ella se puede obtener desde transformadores de corriente (Figura 124-a) o de transformadores de potencial (Figura 124-b). Los transformadores de potencial se conectan entre fases, para obtener un voltaje suficiente en el caso de fallas monofásicas.

Figura 124 – Circui tos d e control ali mentados po r C.A. prov enientes de a) Transfor mador de corriente, b)Transformadores de potencial

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Unidad I

4.3.2.5 Circuito de control de un Circuit Breaker en SF6 con mecanismo de resorte ABB

El siguiente corresponde a un ejemplo de circuitos de control para el interruptor de poder de la gama BGL de ABB que se muestra en la siguiente figura:

Figura 125 – Mecanism o de operación c ircu it br eaker BGL ABB.

Las principales funciones eléctricas del mecanismo de control del interruptor de poder son las siguientes: Contacto de cierre: La bobina de cierre Y3 puede activarse eléctricamente de forma local o

remota. Cuando el interruptor se encuentra en la posición cerrada, el circuito de cierre es interrumpido por el contacto auxiliar (BG). Circuito de disparo: El mecanismo cuenta con dos bobinas de disparo independientes (Y1 o Y2). El mecanismo puede operarse eléctricamente de forma local o remota. Cuando el interruptor se encuentra en la posición abierta, los circuitos de disparo son interrumpidos por el contacto auxiliar (BG). Interbloqueo: El contacto del switch de densidad (BD) activa los relés auxiliares (K9 y K10), que bloquean el impulso de operación, si la densidad del gas SF6 demasiado baja. El relé anitbombeo (K3) bloquea cualquier impulso de cierre después que el interruptor ha completado una operación de cierre. La densidad del gas SF6 y la condición de operación del mecanismo es monitoreada eléctricamente por las siguientes indicaciones (remotas):   

Se recomienda recarga del SF6 (Nivel de Alarma) La densidad del gas es demasiado baja (Nivel de Bloqueo) Indicación de resorte cargado

Circuito Calentador: El mecanismo de operación está provisto de un calentador anti-

condensación. Para asegurar la operación confiable a bajas temperaturas el mecanismo está provisto de un unidad de calentador controlado por termostato (E2, BT1). 154


Unidad I

Alternativamente, en condiciones con elevada humedad, el mecanismo puede proveerse con detector de humedad. Bloques Terminales: Los bloques terminales se utilizan como interfaces de los circuitos de

control y para las conexiones del cableado interno. Los bloques terminales estándar son del tipo de compresión en los que el final del cable es comprimido contra dos laminas metálicas en el terminal. Los circuitos para alimentar el control, el motor y circuitos auxiliares AC, normalmente se conectan mediante terminal desconectable de 6mm2 (Entrelec M6/8. STA). Los circuitos de señal se conectan por medio de terminales de 4mm2, (Entrelec M4/6). Todos los terminales pueden protegerse mediante una cubierta transparente. Cableado Interno: El cableado interno en el mecanismo de operación es realizado normalmente

con conductor de asilamiento de PVC. Las dimensiones para el motor son de 2,5mm2 y 1,5mm2 para control y circuitos auxiliares. Circuitos de Control Circuitos de Control BD Señal de contacto del switch de densidad K25 Relé de señal de gas bajo BG Contacto auxiliar M, M.1 Motor BT1 Termostato Q1, Q1.1 Contactor BW Final de carrera S1 Interruptor, disparo/cierre E1, E2 Calentador S4 Selector (local/remoto/desconectado) F1, F1.1 Guardamotor directo en línea, y contacto Y1, Y2 Bobina de disparo auxiliar de disparo del guardamotor. F2 Interruptor automático de miniatura (MCB) Y3 Bobina de cierre para circuito auxiliar AC. K3 Relé antibombeo Y7 Contacto de bloqueo (adaptado por palanca) K9, K10 Relés de interbloqueo de disparo y cierre. Tabla 27 – Elementos de cir cuit o de contr ol del interru ptor d e poder

El esquema de la Figura 126, muestra el circuito de control del mecanismo de operación cuando el interruptor de poder se encuentra en la condición de servicio normal; Esto es; presurizado, resorte de cierre cargado, en posición cerrada, en posición de motor cargando, y con el selecto en posición remota.

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Unidad I

Figura 126 – Circuito de control principal

Figura 127 – Motor, calentador y cont actos auxi liares.

Se utiliza dos motores cuando la energía requerida es para cargar un resorte de gran calibre.

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Unidad 2 - Transformadores de Medida y Cricuit Breakers

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