UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. UD 5 – CENTROS DE TRANSFORMACIÓN. 1. Generalidades Un centro de transformación es un elemento que pertenece a las redes de distribución de energía, dedicado a transformar la tensión de dicha energía para que tenga unas características adecuadas para su consumo. Transforma la tensión de las líneas de distribución de media tensión (entre 1 y 30 KV) a la tensión de consumo de la red de baja tensión (0,4 KV). En general está formado por los siguientes elementos: 2. Clasificación de los centros de transformación Los centros de transformación los podremos clasificar según distintas características: CARACTERÍSTICAS TIPO DE CENTRO DE TRANSFORMACIÓN Según su emplazamiento - Interior (ed. Independiente o ed. Dedicado a otros usos) - Intemperie: sobre poste, S ≤ 160 KVA Según su disposición constructiva - Abierto o celdas de obra - Celdas metálicas prefabricadas - Compactas Según su conexión en la red - En punta. - En anillo - En doble derivación Según su propiedad - De compañía - De abonado. 91 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. 3. Partes fundamentales Todos los centros de transformación están formado por tres componentes generales: a) Aparamenta de maniobra y protección en MT b) Transformador c) Cuadro general de B.T. con su aparamenta de maniobra y protección. La composición y la forma de cada una de estas partes varía en función del tipo de centro de transformación. Por la naturaleza de éstas partes distinguiremos entre C.T. de interior o de exterior (P.I., poste intemperie), y dentro del primer grupo distinguiremos en que se trate de C.T. de compañía o C.T. de abonado. Definiremos primero el más completo de ellos, que será el C.T. de interior para abonado particular. 3.1.- Centro intemperie de transformación en poste Estos centros de transformación deben cumplir la MIE RAT 15. La potencia máxima de este tipo de centro es de 160 KVA. No obstante los transformadores utilizados habitualmente son de 25, 50, 100 y 125 KVA a 20 KV. Este centro se dispone sobre poste de hormigón o metálico, en el que se coloca el transformador sobre un soporte metálico. Los elementos en media tensión son: Seccionadores en M.T. Elementos de corte y conexión de la línea en vacío. Son unipolares y consiste en una cuchilla metálica soportada mediante aisladores. Estos seccionadores son de hierro galvanizado y el circuito principal de cobre. La tensión nominal es de 24 KV y la intensidad nominal es de 400-630 A. 92 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. Fusibles de MT para exterior Utilizados para la protección de los transformadores de distribución contra cortocircuitos. Se suelen colocar en apoyos distintos a los del trafo. El calibre del fusible se escoge en función de la potencia nominal del transformador. Los fabricantes dan curvas de y tablas de selección. Fusible expulsión-seccionador (fusibles XS) Actualmente se prefiere utilizar el seccionador con fusible, con el que se puede dejar el trafo sin tensión y al mismo tiempo protegerlo contra cortocircuitos. Tienen una tensión nominal de 24 KV, intensidad nominal entre 100-200 A. Son de fusión rápida y se escogen según la potencia nominal del trafo, con poder de corte de 10 KA. Pararrayos autoválvulas Son pararrayos de resistencia variable para protección contra sobretensiones. De tensión nominal 24 KV y 10 KA de intensidad de descarga. Se pueden sujetar a los portes mediante soporte metálico o a la carcasa del trafo. 93 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. Se unen entre sí mediante varilla de cobre de 8 mm de diámetro y a tierra mediante conductor de cobre de sección 50 mm2. Protección en BT Los elementos de baja tensión son los necesarios para la protección del transformador contra sobrecargas y la línea de conexión entre el transformador y dicha protección. Estará formado por un cuadro de protección de intemperie conteniendo un interruptor tetrapolar con fusibles o interruptor automático, calibrados para la potencia nominal del transformador. Los conductores en BT serán los que unirán los bornes de BT del trafo con el cuadro de protección. Dichos conductores estarán formados por cable RZ de aluminio, de sección 95 mm2 para transformadores de potencia igual o inferior a 100 KVA y de sección mínima de 150 mm2 para los de 160 KVA. 3.2.- Centro de transformación de abonado Los elementos que forman parte de la aparamenta de maniobra y protección del centro de transformación, se disponen en forma de celdas prefabricadas (armarios) que contienen en su interior el elemento de maniobra y protección correspondiente. Estas celdas se enlazan, se conectan, entre sí, para conseguir un conjunto que ofrezca las posibilidades de maniobra y protección necesarias. El fabricante, mediante ensayos y certificaciones de calidad, asegura que dicho conjunto, si se instala según sus prescripciones, cumple las condiciones de seguridad suficientes. Un centro de transformación de abonado para tres transformadores podría ser el siguiente: 94 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. Las celdas que forman parte de éste centro de transformación son: a) Celdas de línea: Disponen de un interruptor de corte en carga, seccionador de puesta a tierra, aisladores capacitivos y pilotos señalizadores. El interruptor tiene apertura y cierre simultáneo en los tres polos, tensión nominal 24 KV e intensidad nominal de 400 A. El seccionador de puesta a tierra está situado entre el terminal del cable y el aparato de protección y maniobra. Ésta celda es propiedad de la compañía suministradora, que es la única que tiene acceso a ellas según MIE RAT 19 b) Celda de seccionamiento: Es una celda que sirve para dejar sin servicio el centro de transformación sin afectar al anillo de MT. Dispone de un seccionador que desconecta, sólo sin carga, y deja al circuito. c) Celda de protección: Se trata de una cabina con un interruptor automático capaz de abrir el circuito en carga y en cortocircuito. El interruptor debe contar con una cámara de ruptura con algún dieléctrico adecuado (aire, aceite o gas SF6). El interruptor es de 24 KV y 400 A de corriente nominal. Puede estar formada por un interruptor automático o disyuntor, o un interruptor con fusibles (ruptofusible). El primero protege contra sobrecargas y cortocircuitos mediante relés, y se utiliza normalmente como protección de todos los transformadores. El segundo se suele utilizar como protección cada uno de los transformadores. Se utiliza la timonería del fusible como activador del sistema de apertura del interruptor, y protege únicamente contra cortocircuitos. Para que proteja al transformador contra sobrecargas se coloca una bobina de emisión conectada a las protecciones del mismo, que luego veremos. Se denomina de protección general si protege más de un transformador o de protección del transformador si protege únicamente un transformador. d) Celda de medida: La celda de medida es la utilizada para la ubicación de los transformadores de medida, necesarios para la tarificación de energía. Se utilizan dos o tres transformadores de tensión 20000/110 V y dos o tres trafos de corriente X/5 A, con doble devanado, para la medida y para la protección. Dichos transformadores se conectan con el equipo de medida de energía mediante dos cables de 2,5 mm2 por trafo de tensión y de intensidad. e) Celda de remonte: Únicamente tienen las barras de remonte, los soportes de las barras y los elementos de conexión con las otras celdas. 95 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. Además de las celdas, como hemos dicho, el centro dispondrá de transformador, que veremos más adelante e éste mismo tema, y la aparamenta de baja tensión, formada por el cuadro de baja tensión, CBT, y el equipo de medida: a) Cuadro de baja tensión, CBT. En el caso del CT de abonado, dicho cuadro coincide con el Cuadro General de Baja Tensión, CGBT, de la instalación a la que alimente. Si dicho cuadro no se encuentra en la interior del centro de transformación, será necesario colocar en dicha sala un interruptor de corte omnipolar con protección contra sobreintensidades, de forma que desde el mismo recinto se pueda dejar el transformador sin carga. b) Equipo de medida: Se trata de un módulo normalizado por la compañía con los equipos necesarios para la tarifa contratada. Se trata de un equipo de medida indirecta y normalmente estará compuesta por un contador de energía activa de doble o triple tarifa, maxímetro, contador de reactiva y reloj de conmutación. Últimamente la compañía suministradora tiene normalizados unos equipos en los que un único aparato realiza todas esas funciones. Además de estos elementos dispondrá de regleta de verificación. 3.3.- Centro de transformación de compañía El centro de transformación de compañía será de iguales características al anterior solo que no llevará equipo de medida, por lo que no dispondrá tampoco de celda de medida. De igual manera tampoco será necesaria la colocación de celdas de seccionamiento, ni protección general, ni de remonte. 96 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. 4.- Transformadores Son máquinas estáticas de inducción electromagnética destinada a transformar un sistema de corrientes variables en otro de intensidades y tensiones generalmente distintas. En la actualidad, los tipos constructivos de los transformadores de distribución para CT son prácticamente los dos siguientes: – Transformadores en baño de aceite mineral, de llenado integral o con depósito de expansión, – Transformadores de aislamiento sólido a base de resinas, denominados «transformadores secos». Se designan por la potencia, tensión nominal y grupo de conexión. Las principales características son las indicadas en la placa de características: Potencia nominal (KVA) Tensión secundaria (V) Regulador de tensión Tensión de cortocircuito Grupo de conexión 10, 25, 50, 100, 160, 250, 400, 630, 800, 1000, 1250, 1600 y 2500 KVA Tipo B1: 230 V Tipo B2: 400 V ±2,5%, ±5% o ±7,5% Entre 4% y 6% Hasta 160 KVA: Yz11 Mayor de 160 KVA: Dy11 Los transformadores de distribución acostumbran estar equipados con un conmutador o cambiador de la tensión primaria (MT), para poder ajustarla a la tensión real de alimentación en aquel punto de la red. Estos conmutadores son para maniobrarlos sin tensión, tanto en MT como en BT, y acostumbran a ser de 5 posiciones: la nominal más 4 posiciones. Resultan pues, escalones del 2,5%. Ejemplos ± 2,5%, ± 5%, o bien: ±2,5%, +5%, +7,5, o también +2,5%, +5%, +7,5, +10%, etc. En la realidad, estos conmutadores se actúan en muy pocas ocasiones a lo largo de la vida del transformador. Pueden pasar bastantes años sin ser actuados. En el caso de los transformadores de aceite la cuba lleva en su parte superior Los bornes con aisladores pasatapas, los cáncamos de elevación, el dispositivo de llenado de aceite y el alojamiento del termostato. En la parte inferior tiene ruedas y en un lateral el indicador del nivel de aceite. 97 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. VENTAJAS TRAFO EN ACEITE menor coste unitario. En la actualidad su precio es del orden de la mitad que el de uno seco de la misma potencia y tensión, menor nivel de ruido, menores pérdidas de vacío, mejor control de funcionamiento, pueden instalarse a la intemperie, buen funcionamiento en atmósferas contaminadas, mayor resistencia a las sobretensiones, y a las sobrecargas prolongadas. P.I.E. VENTAJAS TRAFO EN SECO menor coste de instalación al no necesitar el depósito colector en la obra civil, antes mencionado, mucho menor riesgo de incendio. Es su principal ventaja frente a los transformadores en baño de aceite. Los materiales empleados en su construcción (resina epoxy, polvo de cuarzo y de alúmina) son autoextinguibles, y no producen gases tóxicos o venenosos. Se descomponen a partir de 300 oC y los humos que producen son muy tenues y no corrosivos. 4.1.- Determinación de la potencia del transformador El dato de partida en el diseño de un centro de transformación es la potencia del transformador. Para determinar la potencia del mismo será necesario estudiar cuál va a ser la carga que va ha tener que suministrar en el funcionamiento normal. O sea, establecer cual va a ser el conjunto de receptores que se le van a conectar, cual es su potencia, y cuales de ellos funcionarán simultáneamente. Para la determinación de dichas potencias distinguiremos entre los dos tipos de centros antes mencionados: el de abonado y el de compañía. Centro de transformación de abonado: En este caso, en el momento de dimensionar el centro de transformación ya son conocidos los receptores que se van a conectar a él, puesto que se dimensiona para una necesidad determinada. En este caso la potencia del transformador vendrá dada por la expresión: P = Pins ⋅ K u ⋅ K s Siendo: P= potencia del transformador en vatios Pins= Suma de potencias de los receptores en vatios Ku= coeficiente de utilización. Ks= coeficiente de simultaneidad. El coeficiente de utilización es la relación entre la potencia absorbida en la utilización y la absorbida a plena carga. Y el coeficiente de simultaneidad viene dado por el número de receptores que pueden funcionar al mismo tiempo. Tanto un coeficiente como el otro tienen mucho de estimación por parte del Técnico en función del tipo de receptores y la aplicación que se les da a los mismos. No obstante existen unas tabla de orientación, de las que introducimos una muestra. 98 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. Para el caso en que los receptores no sean conocidos totalmente, existen igualmente tablas para estimar dicha potencia y poder calcular la potencia del transformador. Centro de transformación de compañía: Para estos casos el reglamento de BT, en su instrucción ITC-BT-10, indica los distintos factores a tener en cuenta para la determinación de dicha potencia. Dicha instrucción se verá más adelante. Igualmente, siempre que se diseñe un centro de transformación para la compañía suministradora será necesario el estudio de su normativa además de la reglamentación vigente. Ejemplo 1.- Una industria tiene una potencia instalada de 1.670 KW. Calcular: a) Potencia necesaria en la alimentación para un Ku de 0,7 y un Ks de 0,5 b) Potencia aparente necesaria para un fdp de 0,85 y un factor de ampliación de 1,25 Ejemplo 2.- Calcula la potencia aparente del trafo necesario para alimentar una instalación que consume una potencia de 1.050 kW con un Ks de 0,45. El fdp es de 0,9 y se prevé un aumento del 30%. 99 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. Ejemplo 3.- Determinar la potencia aparente de un trafo que alimente a un edificio de oficinas con los siguientes receptores: • Alumbrado: 250 tubos de 36 W fdp=0,9 y 100 lámparas incandescentes de 100 W • Tomas de corriente: 120 repartidas en 10 circuitos, todas ellas de 230V/16 A • Aire acondicionado: 130 kW / 400 V/ fdp=0,8 • Ascensores: 3 de 10, 7 y 6 kW, todos de 400V/fdp=0,8 Ejemplo 4.- Determinar cual será la potencia aparente del transformador de la industria cuyo esquema se representa en la siguiente figura. Considerar que dicho transformador es de tensiones 20000/400 V y 50 Hz, y que los factores de potencia son: Alumbrado fluorescente: 0,9 Tomas de corriente: 1 Máquinas: 0,8 100 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. 4.2.- Cálculos eléctricos del centro de transformación Una vez determinada la potencia del transformador, el cálculo del C.T. exige conocer las corrientes de cortocircuito en el punto de conexión con la línea distribuidora de M.T. y en los bornes de B.T. A partir de estos valores se escoge la aparamenta y los cables de conexión: Intensidades en Media Tensión: Intensidad nominal en el primario I 1n = Sn 3 ⋅ VL1 Intensidad de cortocircuito permanente en el primario I CC1 = S CC1 3 ⋅ VL1 SCC1: Potencia de cortocircuito en el punto de entronque con la red de M.T. según la empresa distribuidora de energía (VA) Intensidad de cortocircuito de choque I S1 = 1,8 ⋅ 2 ⋅I CC1 = 2,55 ⋅ I CC1 IS1: Intensidad de cortocircuito de choque o de pico, considerando el cortocircuito en el caso más desfavorable (A). Intensidades en Baja Tensión: Intensidad nominal en el secundario I 2 n = Sn 3 ⋅ VL 2 Intensidad de cortocircuito permanente en el secundario I CC 2 = I 2n 100 u cc ICC2: Intensidad de cortocircuito permanente (A) ucc: Tensión de cortocircuito porcentual del transformador (%) Intensidad de cortocircuito de choque I S 2 = 1,8 ⋅ 2 ⋅I CC 2 = 2,55 ⋅ I CC 2 IS2: Intensidad de cortocircuito de choque o de pico, considerando el cortocircuito en el caso más desfavorable (A). Impedancia del transformador referida al secundario: Esta impedancia total (ZCC) se calcula a partir de la potencia nominal del transformador y su tensión de cortocircuito: Z CC = VL22 ⋅ uCC V 2 ⋅u V 2 ⋅u y las componentes: RCC = L 2 R y X CC = L 2 X S n ⋅100 S n ⋅100 S n ⋅100 101 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. Solicitaciones dinámicas: Se calcula el esfuerzo sobre barras conductoras considerando la fuerza electrodinámica sobre conductores rectilíneos paralelos: La fuerza máxima sobre las barras F = 2,04 ⋅ I S2 ⋅10 −8 Lb siendo: Db F: Fuerza (kp) Lb: Long. máxima de la barra (m) Db: Distancia entre barras (m) La fuerza sobre los soportes de las barras debe ser menor que la carga máxima de rotura que admiten los aisladores utilizados. Solicitaciones térmicas: La densidad de corriente en régimen nominal: δ = In s Esta densidad de cte. Ha de ser menor a la que puede soportar el conductor. Sección necesaria para soportar el incremento de la temperatura del conductor en régimen de cortocircuito: Para el cobre: s = I CC 13 2 t siendo: s: Sección del conductor (mm ) ∆θ: Incremento de temperatura permitida en el conductor (ºC) ∆θ t: tiempo de duración del cortocircuito. Se suele considerar 0,1 s. La temperatura alcanzada por el conductor debe ser menor que la permitida según el fabricante. Ejemplo 5.- En un CT se utiliza un transformador de 630 kVA, 20/0,4 kV y ucc = 4%. Calcular siendo Scc de la red de 450 MVA: a) Intensidad de cortocircuito en el primario, despreciando la impedancia de la línea. b) Intensidad de cortocircuito en el secundario. Ejemplo 6.- Un CT tiene un transformador de 1.000 kVA, 20/0,4kV y ucc % = 6%, y que tiene unas pérdidas en el cobre a plena carga de 10,5 kW. La potencia de cortocircuito en el punto de conexión, según la compañía suministradora, es de 400 MVA. Calcular: a) Intensidad de cortocircuito en el primario. b) Impedancia, Resistencia y reactancia del trafo respecto al secundario. c) Intensidad de cortocircuito en bornes del secundario, considerando solamente la impedancia del trafo. d) Reactancia de la red de MT referida al secundario, despreciando la resistencia. e) Intensidad de cortocircuito en bornes del secundario del transformador, considerando la reactancia de la red de MT. f) 102 Intensidad de cortocircuito en el cuadro de BT si la línea de alimentación desde el secundario del transformador tiene una resistencia de 0,6 Ω y una reactancia de 0,02 Ω UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. Ejemplo 7.- Un CT tiene un transformador de 1.000 kVA, 20/0,4kV y ucc % = 6,5 %. Calcular: a) Intensidad de cortocircuito en el primario si la Scc = 500 MVA b) Intensidad de choque en el primario. c) Resistencia y reactancia interna del trafo respecto al secundario, sabiendo que las pérdidas en el cobre a plena carga son de 12 kW. d) Reactancia de la red de MT referida al secundario, despreciando la resistencia. e) Intensidad de cortocircuito en bornes del secundario, considerando la reactancia de la línea de alimentación. f) Intensidad de cortocircuito choque en bornes del secundario del transformador 5.- Protección de los transformadores Los transformadores, al igual que todo aparato eléctrico, deberán estar protegidos contra fenómenos eléctricos que puedan surgir en un mal funcionamiento de las instalaciones. Estos pueden ser: SOBRECARGAS SOBREINTENSIDADES PROTECCIÓN TRAFOS Calentamientos e incendios CORTOCIRCUITOS SOBRETENSIONES Pérdidas de rigidez dieléctrica 5.1.- Protección contra sobreintensidades Para la protección frente a estos calentamientos producidos por las sobreintensidades se utilizan distintos sistemas; unos la hacen controlando el aumento de la temperatura y otros controlando la aparición de los gases que este aumento produce. Se utilizan unos u otros según el tipo de transformador que queramos proteger y el tipo de sobreintensidad: TIPO DE TRANSFORMADOR CON DEPÓSITO DE EXPANSIÓN TRAFO. EN ACEITE DE LLENADO INTEGRAL TRAFO EN SECO CONTROL DE TEMPERATURA CONTROL DE GASES TERMÓMETRO DE ESFÉRA RELÉ BUCHOLZ TERMÓMETRO DE ESFÉRA DGP DGPT SONDAS PTC No procede PROTEGEN CONTRA SOBRECARGAS Actúan sobre Interruptor PROTEGEN CONTRA CORTOCIRCUITOS Actúan sobre Disyuntor 103 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. 5.1.1.- Protección contra sobrecargas. Sobrecalentamientos. En todo transformador en servicio, hay dos focos principales de calor. Uno está en el núcleo magnético debido a las pérdidas por histéresis y por corrientes de Foucauld, en conjunto denominadas pérdidas magnéticas, y el otro, en los arrollamientos, debido a las pérdidas por efecto Joule (I2 R). Termómetro de esfera En los transformadores en baño de aceite, la protección se efectúa mediante un termómetro con contactos eléctricos ajustables, o un termostato, que vigilan la temperatura del aceite en la capa superior del mismo (la más caliente debido a la convección) y actúan al sobrepasar el valor de ajuste. Los termómetros (más usados que los termostatos) suelen tener dos escalones de actuación, ambos regulables. Uno para dar señal de aviso (alarma) y otro, regulado a una temperatura más elevada, para provocar la apertura del interruptor de alimentación. Relé Bucholz En los transformadores con depósito conservador este aparato queda intercalado en el tubo de conducción entre el depósito y la cuba del transformador. Es el denominado relé Buchholz. Detecta la acumulación de gas o aire en el aceite. Y también el nivel bajo de aceite. Relés DPG y DPGT En los transformadores de distribución MT/BT de llenado integral, sin depósito conservador, el relé de detección de gases está situado en la tapa superior del transformador. Se denomina «Detector de Presión de Gas (DPG)» Detecta también el nivel bajo de aceite mediante flotadores. Algunos modelos de DGP llevan incorporado un termómetro con contactos eléctricos, formando así, un dispositivo de protección integrada contra sobretemperaturas y gases. Se les denomina DGPT. 104 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. Sondas PTC En los transformadores secos, el control y vigilancia de la temperatura se efectúa mediante sondas PTC (termistores) situados sobre la parte activa del transformador, dos en cada fase (columna), en alojamientos para ello, que permiten una posible sustitución. Están colocados en la parte superior de las columnas, que es la más caliente. Para la protección contra sobretemperaturas, en ambos tipos de transformadores (secos y en aceite), el elemento de interrupción de la alimentación puede ser un interruptor-seccionador, ya que la intensidad a cortar es la corriente de consumo de los receptores (corriente de carga o de sobrecarga). En cambio, en caso de avería interna detectada por un relé de gases, ésta puede ser muy importante, y dar lugar a una corriente de cortocircuito de valor superior al poder de corte de un interruptor-seccionador. Se requiere pues un interruptor automático. 5.1.2.- Protección contra cortocircuitos En la protección contra cortocircuitos o grandes sobrecargas distinguiremos entre los distintos tipos de centros de transformación, esto es en los de compañía y los de abonado: CT de compañía: En estos centros la protección contra cortocircuitos la realizan los fusibles MT asociados al interruptor-seccionador para maniobra del transformador. Las líneas de salida en BT están protegidas cada una por sus correspondientes fusibles seccionadores. CT de abonado: La protección la realizará la protección contra sobretemperaturas en cada transformador. Si los transformadores son en baño de aceite, protección con detector de gases (Buchholz o DPG) que actúan sobre el disparador del interruptor automático propio (si lo hay), o bien sobre el interruptor automático general de entrada. (Relés directos) Asimismo, a cada interruptor automático está asociado un relé de sobreintensidad (tiempo inverso), cortocircuito, y corrientes de defecto a tierra, conectado a tres transformadores de intensidad MT. La protección contra sobreintensidades y cortocircuitos en y entre fases la efectúan los elementos «F» del relé. La protección contra corrientes de defecto a tierra la realiza el elemento «N» del relé. (Relé indirectos) De este esquema se desprende que aún en el caso de corrientes desequilibradas, por el elemento «N» no circulará intensidad. Ésta circulará solamente cuando haya una corriente fase y tierra. Es pues una protección de tipo diferencial. 105 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. 5.2.- Protección contra sobretensiones Las sobretensiones que pueden producirse en un sistema de AT o de MT pueden ser: De origen interno en el propio sistema, debido a la maniobra de interruptores y/o cortocircuitos fase-tierra. De origen externo al sistema, electrostáticas y rayos. debidas a causas atmosféricas, sobretensiones Por su naturaleza, las sobretensiones de origen interno guardan una relación de proporcionalidad con la tensión de servicio de la línea o instalación donde se producen. Por el contrario, el valor de las sobretensiones de origen externo (sobretensiones atmosféricas) no guarda ninguna relación con la tensión de servicio. Por su naturaleza, su valor es aleatorio y puede llegar a ser muy elevado respecto al de la tensión de servicio. Se denomina «Nivel de Aislamiento» (NA) de un elemento eléctrico, a su aptitud para soportar una sobretensión, sin deteriorarse. El nivel de aislamiento de un elemento, queda definido por las tensiones de prueba que pueden soportar sin averiarse. Para los elementos y aparatos de MT, estas tensiones de prueba son: Tensión a frecuencia industrial (50 Hz) aplicada durante 60 segundos. Impulsos de tensión tipo rayo, onda de forma según la figura. Se denomina onda 1,2/50 µs. Para proteger al centro de éstas sobretensiones de origen atmosférico se utilizan los pararrayos de protección o autoválvulas: Se trata de una serie de discos de Óxido de Zinc apilados en el interior de un cuerpo cilíndrico de material aislante, por ejemplo un aislador de porcelana. Estos discos, cada uno en contacto con su superior y su inferior, están eléctricamente conectados en serie. El conjunto se conecta entre la línea y tierra, tiene pues un borne superior conectado a la línea y un borne inferior conectado a tierra. Estos elementos de OZn presentan una resistencia variable con la tensión, de forma que a la tensión de servicio su resistencia es del orden de millones de Ohm (MΩ) por lo cual la corriente a tierra que circula por ellos en una línea de MT es del orden de miliamperio (mA) o sea, despreciable. Ahora bien, al llegar a un determinado valor de sobretensión, su resistencia baja bruscamente a valores del orden de unos pocos ohmios (10 a 20 Ω), con lo cual se produce una corriente de descarga a tierra, normalmente del orden de algunos kA, que amortigua la sobretensión por disipación de su energía. Se trata de un impulso de corriente en forma de onda de frente brusco de breve duración (unos pocos microsegundos). 106 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. Una vez desaparecida la sobretensión el pararrayos recupera su resistencia inicial del orden de MΩ. Las características básicas que definen un pararrayos de OZn son, pues: intensidad nominal de descarga, onda 8/20 µs (kA), tensión residual (kV), tensión de servicio de la instalación donde se conecta (kV). Como ejemplo, se especifican, en la siguiente figura las características de un pararrayos para redes de 20 kV. Para la instalación de los pararrayos en los CT cabe distinguir tres casos: CT alimentados por una red de cables subterráneos, por ejemplo una red urbana. En este caso no precisa instalar pararrayos, pues por su naturaleza en este tipo de red no pueden aparecer sobretensiones de tipo atmosférico. CT alimentados directamente por línea aérea. Deben instalarse pararrayos en el punto de acometida de la línea aérea al CT. Habitualmente se colocan en la cara exterior de la pared por donde entra la línea, para que la eventual explosión de un pararrayos, no afecte a los aparatos o elementos instalados en el interior del CT. CT alimentados por un corto tramo de cable subterráneo conectado por su otro extremo a una línea aérea. Las sobretensiones atmosféricas que llegan al cable por la línea aérea, penetran en el mismo en aproximadamente un 20% de su valor y llegan hasta el CT. Por tanto, deben colocarse pararrayos en el punto de conexión del cable subterráneo a la línea aérea, físicamente en el poste donde se efectúa la conexión. Estos pararrayos protegen en primer lugar el tramo de cable subterráneo pero protegen también los elementos del CT (equipo de MT y transformadores), cuando la distancia entre los pararrayos y el CT es inferior a 25 m aprox. Para distancias superiores debe instalarse otro juego de pararrayos en el propio CT 107 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. 5.3.- Protección contra incendios En los CT con uno o varios transformadores en baño de aceite, dado que se trata de un líquido inflamable, debe preverse una protección contra incendios, según MIE-RAT 14. Esta protección no serán necesarios cuando los transformadores son del tipo seco aislados con resinas. Entran en consideración dos sistemas o niveles de protección contra incendios: • Un primer nivel denominado «pasivo», de aplicación general en todos los casos. • Un segundo nivel denominado «activo», que refuerza y complementa el anterior, de aplicación obligatoria a partir de ciertas cantidades de aceite. El sistema o nivel de protección «pasivo» consiste en: Pozo colector para recogida de aceite, con dispositivo apagallamas, uno por cada transformador. Obra civil resistente al fuego (techo y paredes). Puertas y sus marcos, aberturas de ventilación con sus marcos y persianas, ventanas, etc., todas de material metálico (normalmente acero). Esta precaución se adopta también habitualmente en los CT con transformadores secos. También es conveniente disponer tabiques metálicos o de obra civil resistente al fuego entre el transformador y el resto del CT, que actúen como separadores cortafuegos. El sistema o nivel de protección «activo», debe de aplicarse como complemento del sistema o nivel pasivo, cuando en el CT se sobrepasan las siguientes cantidades de aceite: • 600 litros por transformador individual del CT, • 2400 litros, para el total de los transformadores instalados en el CT. • Si se trata de CT ubicados en locales de pública concurrencia, los anteriores valores se reducen a 400 litros por transformador individual, y 1 500 litros para el total de los transformadores del CT. Este sistema de protección activa consiste en: 108 – Equipo de extinción de fuego de funcionamiento automático, activado por los adecuados sensores y/o detectores, – Instalación de compuertas de cierre automático de las aberturas de ventilación (entradas y salidas del aire) en caso de incendio, – Separación de la celda del transformador del resto de la instalación del CT. UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. 6.- Alumbrado, señalización y material de seguridad Los CT deberán cumplir las siguientes prescripciones: Las puertas de acceso al CT y las puertas y pantallas de protección de las celdas, llevarán el cartel de riesgo eléctrico, según dimensiones y colores que especifica la Recomendación AMYS 1.4.10, modelo AE-10. En un lugar bien visible del interior del CT se situará un cartel con las instrucciones de primeros auxilios a prestar en caso de accidente de una persona. En el interior del CT se instalarán las fuentes de luz necesarias para conseguir, cuanto menos, un nivel medio de iluminación de 150 lux existiendo por lo menos dos puntos de luz. Los interruptores de alumbrado estarán situados en la proximidad de las puertas de acceso. Independientemente de este alumbrado, deberá existir un alumbrado de emergencia con generación autónoma que tendrá una autonomía mínima de 2 horas, con nivel luminoso no inferior a 5 lux. Aquellos CT en los que sea necesario realizar maniobras con pértiga estarán equipados con un taburete de aislamiento sobre el que se colocará el operario al utilizar la pértiga. Existirá igualmente un par de guantes aislantes de MT guardados en un pequeño armario o cofret, acondicionados con polvo de talco. La instalación eléctrica de BT para el servicio propio del CT llevará en su origen un interruptor diferencial de alta sensibilidad (10 mA o 30 mA). 7.- Ventilación del centro de transformación Los recintos destinados a centros de transformación deben tener renovación de aire para evacuar el calor originado por las pérdidas de potencia en el transformación, que se transforman en energía calorífica. La renovación de aire puede ser natural o forzada con ventiladores. La ventilación natural se realiza mediante una rejilla de entrada de aire situada como máximo a 0,3 m del suelo y la salida mediante rejilla de sección ligeramente superior a la de la entrada, situada a una separación vertical mínima con respecto a ésta de 1,3 m. Caudal de aire necesario: Q = PP siendo: Q: Caudal de aire (m3/s) 1,16 ⋅ ∆θ a PP : Perdida de potencia del trafo a plena carga PFe + PCu (kW) ∆θa: Incremento de temperatura del aire (ºC) Sección mínima de la rejilla: Sr = Q vs La sección total mínima de la rejilla (St) será: Sr : Sección siendo: neta de rejilla (m2) vs: Velocidad de salida del aire (m/s) S t ≥ 1,4 ⋅ S r La sección total es superior a la neta debido a que las láminas de la rejilla disminuyen el paso del aire. La velocidad de salida del aire es función de la vs = 4,6 distancia vertical entre los centros de las rejillas: H ∆θ a 109 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. Ejemplo 8.- Calcular el caudal necesario para ventilación de un transformador de 1600 KVA con pérdida de potencia a plena carga de 19,6 kW, para un incremento de temperatura del aire de 15 ºC. Ejemplo 9.- Un centro de transformación utiliza un transformador de 1000 KVA con pérdida de potencia a plena carga de 12,2 kw, para ventilación se considera un incremento de temperatura del aire de 15 ºC, y la altura entre las rejillas de entrada y salida del aire es de 2 m. Calcular: a) Caudal de aire necesario. b) Sección neta necesaria en las rejillas de ventilación. 8.- Puesta a tierra de los centros de transformación En general, se denomina “puesta a tierra” a la conexión metálica de uno o varios puntos de una instalación a uno o varios electrodos enterrados, con el fin de permitir el paso a tierra de corrientes de fallo o descargas atmosféricas, evitando además que existan tensiones peligrosas entre la instalación y superficies próximas del terreno. En el caso de los centros de transformación vamos a tener dos tomas de tierra distinta, como veremos a continuación. 8.1.- Sistemas de puesta a tierra Según MIE-RAT 13, en principio, hay que considerar dos sistemas de puesta a tierra diferentes: • Puesta a tierra de protección • Puesta a tierra de servicio 8.1.1.- Puesta a tierra de protección Se conectan a esta toma de tierra las partes metálicas interiores del CT que normalmente están sin tensión, pero que pueden estarlo a consecuencia de averías, accidentes, descargas atmosféricas o sobretensiones: – las carcasas de los transformadores, – los chasis y bastidores de los aparatos de maniobra, – las envolventes y armazones de los conjuntos de aparamenta MT (cabinas, celdas), – los armarios y cofrets con aparatos y elementos de BT, – las pantallas y/o blindajes de los cables MT. Se exceptúan de conectar a esta toma de tierra de protección, los elementos metálicos del CT accesibles desde el exterior, y que no contienen ni soportan partes en tensión. Por tanto, las puertas y sus marcos, las persianas con sus rejillas, para la entrada y la salida del aire de ventilación, etc. 110 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. 8.1.2.- Puesta a tierra de servicio Se conectan a esta puesta a tierra los siguientes elementos: – en los transformadores, el punto neutro del secundario BT, cuando esto proceda, o sea, directamente cuando se trata de distribuciones con régimen de neutro TN o TT, o a través de una impedancia cuando son con régimen IT. – en los transformadores de intensidad y de tensión, uno de los bornes de cada uno de los secundarios, – en los seccionadores de puesta a tierra, el punto de cierre en cortocircuito de las tres fases y desconexión a tierra. Más adelante, se expondrán los criterios y/o las condiciones para disponer dos redes de puesta a tierra separadas; cada una con su electrodo; una para las tomas de tierra de protección, y otra para las de servicio, o bien para reunirlas en un solo sistema y electrodo comunes, constituyendo una instalación de tierra general. 8.1.3.- Configuración de los electrodos de conexión a tierra En este procedimiento UNESA las configuraciones consideradas son: – cuadrados y rectángulos de cable enterrado horizontalmente, sin picas, – cuadrados y rectángulos de cable enterrado como las anteriores pero con 4 u 8 picas verticales, – configuraciones longitudinales, o sea, línea recta de cable enterrado horizontalmente, con 2, 3, 4, 6 u 8 picas verticales alineadas. Para cada una de estas configuraciones, se consideran dos profundidades de enterramiento, de 0,5 y de 0,8 m, y, para las picas, longitudes de las mismas de 2, 4, 6 u 8 m. Como medida adicional, UNESA recomienda en el piso del local destinado a centro de transformación la realización de un mallazo electrosoldado con redondos de diámetro inferior a 4 mm, formando retícula no superior a 0,3x0,3 m. Este mallazo se cubrirá de una placa de 0,1 m de hormigón como mínimo. Y se conecta a la red de tierras en dos puntos. 111 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. 8.2.- Cálculo de la toma de tierra 8.2.1.- Tensiones de paso y contacto La corriente pasa al terreno repartiéndose por todos los puntos de la superficie del electrodo en contacto con la tierra, por tanto, en todas las direcciones a partir del mismo. En los sistemas de MT esta tensión U suele hacerse prácticamente cero a una distancia del electrodo de unos 20 a 30 m. Entre dos puntos de la superficie del terreno, habrá pues una diferencia de tensión función de la distancia entre ellos y al electrodo. Esta diferencia de tensión entre dos puntos de la superficie del terreno, se denomina «tensión de paso» pues es la que puede quedar aplicada entre los dos pies separados de una persona que en aquel momento se encuentre pisando el terreno. La tensión de paso se expresa para una separación de 1m entre los dos pies, y puede llegar a ser peligrosa, por lo cual, en el MIE-RAT 13, se indica el valor máximo admisible, en función del tiempo de aplicación. Este tiempo es el que transcurre entre la aparición de la corriente a tierra, y su interrupción por un elemento de corte (interruptor, fusible, etc.). En las redes públicas españolas de MT este tiempo es habitualmente indicado por la compañía suministradora. Éstas acostumbran a dar valores del orden de 1 segundo. Cuando hay una circulación de corriente del electrodo al terreno circundante, además de la «tensión de paso» explicada, aparece también una denominada «tensión de contacto», Uc, que es la diferencia de tensión que puede resultar aplicada entre los dos pies juntos sobre el terreno, y otro punto del cuerpo humano. 112 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. 8.2.2.- Cálculo de los principales factores Resistividad del terreno: Se toma un valor de ρ (Ωm) según el tipo de terreno entre los indicados en la MIE-RAT 13. También se puede medir la resistividad. Configuración de la toma de tierra: Se escoge una configuración de las inluidas en las tablas de UNESA y , a partir de dichas tablas, se obtienen los principales valores. Actualmente entre las disposiciones más utilizadas es realizar la toma de tierra mediante un rectángulo de 5 x 3 m, con conductor de cobre desnudo de 50 mm2, y una pica de acero cobreada de 2 m de longitud y 14 mm de diámetro, colocada en cada esquina del rectángulo, y enterrada a 0,8 m de profundidad. Para ella las tablas serían: Para una configuración con picas en hilera a una profundidad de 0,8 m y separación de 6 m entre picas. Resistencia de puesta a tierra: RT = ρ ⋅ K r Intensidad de defecto a tierra: I d = VL 3 RT2 + X C2 Siendo XC la reactancia capacitiva (Ω) X C = 1 , la pulsación es w = 2πf= 100π rad/s y la 3⋅C ⋅ w capacidad C(µF) = 0,006La + 0,25Lb ; tomando valores de La la longitud de la línea aérea de MT(km) y Lb la longitud de la línea subterránea de MT (km) 113 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. Tensión de paso máxima: V pmáx = K p ⋅ ρ ⋅ I d Tensión de paso admisible: Según la MIE-RAT 13: V p = 10 K 6ρ 1+ n t 1000 Los valores de K y n dependen del tiempo de duración del defecto. Dicho dato es un valor que da la empresa distribuidora de energía, que suele ser inferior a 0,9 s. En este caso K=72 y n=1. Esta tensión de paso debe ser mayor que la tensión de paso máxima. Tensión de paso admisible en el acceso del CT Es la tensión a la que puede quedar expuesta una persona cuando tienen un pie en el terreno y otro en el pavimento del CT. V p ( acc ) = 10 K 3ρ + 3ρ ' 1 + 1000 tn Siendo ρ la resistividad del terreno y ρ’ la resistividad del hormigón. Esta tensión de paso debe ser mayor que la tensión de paso máxima. Tensión de contacto máxima: Vcmáx = K c ⋅ ρ ⋅ I d Tensión de contacto admisible: Según la MIE-RAT 13: VC = K 1,5 ρ 1 + t n 1000 La tensión de contacto máxima debe ser menor que la admisible. Esto no se cumple en muchos casos por lo que adoptan las siguientes medidas de seguridad: Las puertas y rejillas metálicas que den al exterior del centro no tendrán contacto con masas conductoras que pueden quedar bajo tensión en un defecto. Realización en el piso del local del centro de un mallazo tal como hemos comentado. Realización de una acera de un metro de ancho en todo el perímetro del edificio prefabricado. Tensión de defecto: Vd = RT ⋅ I d Esta tensión debe ser inferior al nivel de aislamiento de la instalación de B.T. que suele ser de 10 KV. Si esta tensión de defecto es menor o igual a la tensión de V ≤ V = K d ca contacto máxima aplicada, se puede colocar una sola toma de tierra para neutro tn de BT y protección. 114 UD. 5 – LÍNEAS AÉREAS Y SUBTERRÁNEAS DE B.T. P.I.E. Separación entre tomas de tierra: La separación D(m) entre tomas de tierra de neutro y protección del CT será como mínimo de 15 m, para terrenos de poca resistividad (ρ<100Ωm). Para terrenos de más resistividad se calcula por la fórmula: D≥ Id ⋅ ρ 2π ⋅ U Siendo Id la intensidad de defecto a tierra en el lado de alta tensión, en amperios, que será facilitado por la empresa eléctrica. Y U = 1.200 V en redes de distribución TT y tiempos de eliminación de defecto menores a 5 s. Ejemplo 10.- La toma de tierra de protección en un centro de transformación se realiza colocando un rectángulo de 4 x3 m, con conductor de cobre de 50 mm2 de sección, enterrado en zanjas de profundidad 0,8 m y cuatro picas de acero de 2 m de longitud y 14mm de diámetro, situadas en los cuatro vértices del rectángulo. La resistividad del terreno es 240 Ω m. La subestación está a una distancia de 150 Km, de los cuales 142 Km están resueltos mediante línea aérea, y el resto subterránea. El tiempo de actuación de las protecciones es de 0,7 s. La línea de M.T. es de 20 kv. Calcular: a) Resistencia de puesta a tierra. b) Intensidad de defecto a tierra. c) Tensión de paso máxima. d) Tensión de contacto máxima. e) Tensión de defecto. f) Comprobar si las tensiones de paso y de contacto son admisibles. Ejemplo 11.- La toma de tierra de protección en un centro de transformación situado en el interior de un edificio, se realiza con conductor de cobre de 50 mm2 de sección, enterrado en zanjas de profundidad 0,8 m y dos picas de acero cobreado de 4 m de longitud y 14 mm de diámetro, separadas 6 m y alejadas del acceso al C.T. En el suelo del CT se construye una superficie equipotencial según la recomendación de UNESA. La resistividad del terreno es 280 Ω m. La intensidad de defecto a tierra es 320 A y el tiempo de actuación de las protecciones 0,7 s. Calcular: a) Tensión de paso máxima y tensión de paso exterior admisible. b) Tensión de paso admisible en el acceso con hormigón de resistividad 3 000 Ω m. c) Tensión de defecto. Ejemplo 12.- En una toma de tierra, la intensidad de defecto a tierra es de 161 A y la resistencia de tierra es de 21 Ω. Calcular: a) Tensión de defecto. b) Separación mínima entre toma de tierra de neutro y toma de tierra de protección, si la resistividad del terreno es 380 Ω m y el tiempo de eliminación del defecto 0,8 s. 115
