Subido por Juan Carlos

CURSOS-MANTENIMIENTO INDUSTRIAL ELECTRICO

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MANTENIMIENTO
INDUSTRIAL
PRINCIPIOS BÁSICOS
MANTENIMIENTO
INTRODUCCIÓN

AL ADQUIRIR CUALQUIER MAQUINA O
EQUIPO, ES NECESARIO PREVER EL
MOMENTO EN QUE DEJE DE FUNCIONAR
CORRECTAMENTE. ANTE ESTA SITUACIÓN
PODEMOS OPTAR POR DOS SOLUCIONES:
-
REEMPLAZAR POR OTRO EQUIPO.
ADELANTARNOS AL MOMENTO EN QUE
DEJE DE FUNCIONAR O REPARAR.
-
DEFINICIÓN DE
MANTENIMIENTO

CONJUNTO DE DISPOSICIONES TECNICAS,
MEDIOS Y ACTUACIONES QUE PERMITEN
GARANTIZAR
QUE
LAS
MAQUINASINSTALACIONES Y ORGANIZACIÓN DE UNA
LÍNEA
DE
PRODUCCION
PUEDA
DESARRROLLAR EL TRABAJO QUE SE
TIENE ESTABLECIDO
OBJETIVOS DEL
MANTENIMIENTO

GARANTIZAR
REGULAR DE
SERVICIOS.
EL
LAS
FUNCIONAMIENTO
INSTALACIONES Y

EVITAR EL ENVEJECIMIENTO PREMATURO
DE LOS EQUIPOS QUE FORMAN PARTE DE
LAS INSTALACIONES.

CONSEGUIR TODO ELLO, A UN PRECIO
RAZONABLE.
TIPOS DE MANTENIMIENTO
MANTENIMIENTO
PREVENTIVO
CORRECTIVO
SISTEMATICO
CONDICIONAL
FALLO
FRECUENCIAS
ESTADO DEL EQUIPO
FALLO PARCIAL
AVERIA
TIEMPO Y, PERIODOS,
MEDICIÓN, INSPECCIÓN
CORRECTIVO PROGRAMADO
REPARACIÓN
MANTENIMIENTO PREVENTIVO

Las acciones de mantenimiento preventivo
pueden aplicarse de forma programada
por tiempo, o como consecuencia del
análisis de la condición del equipo y sus
componentes:
-
La programación del mantenimiento por
tiempo es el Mantenimiento Programado o
Preventivo.
-
Y la programación por las condiciones
Mantenimiento Predictivo
MANTENIMIENTO
PROGRAMADO

Es el conjunto de acciones que se aplican
de forma programada en el tiempo, bien
por horas de servicio, por el número de
ciclos, o simplemente por el número de
tiempo transcurrido.
Los métodos de programación son
estadísticos y se basan en la experiencia
del fabricante.
MANTENIMIENTO
PROGRAMADO
Acciones de mantenimiento programado:
-
-
Sustitución de componentes
Desmantelamiento y montaje para
reconocimiento de defectos ocultos.
Engrases
Sustitución de líquidos. Etc...
MANTENIMIENTO PREDICTIVO

Es el conjunto de acciones que se aplican
como consecuencia de la observación del
estado de los componentes de la
instalación.
Este estado del componente puede ser el
actual en el momento de la acción de
mantenimiento, o por el análisis de la
tendencia de la evolución de su
condición.
MANTENIMIENTO PREDICTIVO

Acciones de Mantenimiento:
-
Inspección visual: revisión cuidadosa sin
realizar desarmes ni usar herramientas
Inspección cercana: que además de los
aspectos cubiertos por la visual, usa
herramientas, sin realizar desarmes ni
cortes de tensión.
Inspección detallada: que además de los
aspectos cubiertos por la cercana,
identifica
los
defectos
utilizando
herramientas y equipos de ensayo, y con
apertura de envolventes.
-
-
MANTENIMIENTO CORRECTIVO

Es el conjunto de acciones que se realiza
cuando se ha producido el fallo del
componente:
-
Fallo de componente sin afectar a la
continuidad de la producción se de nomina
Mantenimiento Correctivo Programado.
- Fallo de componente afectando a la
continuidad de la producción se denomina
AVERIA
PLAN DE MANTENIMIENTO

Requisitos
de
Mantenimiento:
un
Plan
de
Plan Mantenimiento
Organización
Funciones
Hombres
Equipos
Frecuencia
Duración
Eficacia Hombres Eficacia Equipos
Mejora de la disponibilidad de las líneas de
producción
PROGRAMA Y GESTION
MANTENIMIENTO

Debemos tener en cuenta los siguientes apartados:
-
Por separado los trabajos mecánicos, eléctricos y
electrónicos.
Procedimiento de las gamas de mantenimiento.
Acciones específicas para cada equipo.
Instrucciones de mantenimiento: especificar.
Proveedores: se conocerán.
Maquina y equipos conocimiento de características.
Piezas de repuesto.
Equipos humanos y herramientas a utilizar.
Formación personal.
Historial de las maquinas.
Especificaciones de prueba.
Costes.
Contratas.
-
INGENIERIA DE
MANTENIMIENTO

Los sistemas de producción suelen adolecer
de importantes defectos de proyecto,
construcción, montaje y utilización, lo que
trae perdidas muy elevadas en los primeros
meses de utilización.

El lograr un buen estado de buen
funcionamiento
de
las
instalaciones
industriales se denomina Terotecnología.
INGENIERIA DE
MANTENIMIENTO

La Terotecnología por extensión,
comprende las diferentes acciones
prácticas de gestión de la fiabilidad y
calidad de los sistemas para nuevos
proyecto, mejoras y modificaciones
tras el análisis de fallos-mantenimiento
programado-estudios de recambio, etc.
MANTENIMIENTO Y CALIDAD
TOTAL

Sabemos que todas las mejoras conducen a
consolidar la Calidad y el funcionamiento
continuo de las instalaciones, reducen
costes y aumentan la productividad.

La Calidad Total es algo así como:
“Una lucha sistematizada contra la
ineficiencia”
MANTENIMIENTO Y CALIDAD
TOTAL

Podemos
identificar
cinco
bloques
potenciales de ineficiencias sobre los que
debe actuar la Calidad Total:
-
Diseño
Procesos
Materiales
Mano de obra
Servicio
-
MANTENIMIENTO Y CALIDAD
TOTAL

¿ Como se enlaza el Mantenimiento con la Calidad
Total?
-
Diseño: análisis del valor para facilitar la
mantenibilidad. Criterios sobre especificaciones.
-
Procesos: Disminución de tiempos, identificación
de los fallos, disposición de maquinas.
-
Materiales: Herramientas y útiles de control.
-
Mano de obra: Formación, trabajo en equipo,
verificaciones especialistas, etc.
CONCEPTOS DE
MANTENIMIENTO

FIABILIDAD:
La probabilidad de que un equipo funcione
correctamente durante un periodo de
tiempo determinado. De que no caiga en
una avería

TASA DE FALLO:
Nº de fallos (averías o paradas)
Tasa = --------------------------------Nº de piezas o minutos de producción
CONCEPTOS DE
MANTENIMIENTO
-
MANTENIBILIDAD:
La probabilidad de volver a cumplir un sistema
industrial sus funciones después de una avería.
1
M = --------MTTR
MTTR = Tiempo de parada medio para
fallo.
∑ tiempo de fallos
Duración media fallo =---------------------∑ nº de fallos
reparar un
CONCEPTOS DE
MANTENIMIENTO

DISPONIBILIDAD:
Probabilidad de un sistema-equipo o instalación, de
estar en estado de funcionamiento siempre que se
necesita.
Relación entre el tiempo de buen funcionamiento
(TBF) y el de parada tras una avería (MTTR).
TBF
D = --------------TBF + MTTR
CONCEPTOS DE MANTENIMIENTO

Para mejorar este ratio:
-
Aumentar el valor de TBF, disminuyendo el número de
paradas a través de : un buen diseño, construcción,
montaje y empleo de materiales adecuados y por supuesto
un mantenimiento preventivo adecuado.
-
Disminuyendo el valor MTTR, mejorando el tiempo de
intervención en cada parada a través de:
-diseño correcto-normalización
-elementos de diagnostico
-medios de utillaje
-instrucciones adecuadas y elaborando gamas de
mantenimiento.
-formación adecuada del personal de mantenimiento.
ESTRATEGÍA DE MANTENIMIENTO

Es aquella que se proponga optimizar la
eficiencia del mismo hacía la máxima
disponibilidad
de
los
sistemas
de
producción, y que resulta a medida de cada
planta, dando la máxima calidad al mínimo
coste en la prestación de sus servicios.

Todo ello se debe basar en la experiencia,
en la utilización de herramientas de
diagnostico y sobre todo en el trabajo de
equipo.
GRUPOS DE FIABILIZACIÓN

El ciclo PDCA es una herramienta de
progreso para fiabilizar los sistemas.
Una vez fijado los objetivos de fiabilidadmantenibilidad-disponibilidad, el ciclo PDCA
es una buena herramienta en la gestión del
progreso continuo en dichos indicadores.
Plan - Do- Check - Action
GRUPOS DE FIABILIZACIÓN

Herramientas de calidad
-
Brainstorming
Gráficos de datos
Diagramas de Pareto
Diagramas causa-efecto
-
Análisis de Fallos (AMDEC)
GAMAS PREVENTIVAS
DOCUMENTO Nº
ACTIVIDAD DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO
AMP-1001/02
Fábrica:
Referencia:
HOJA Nº: 1 FECHA:
4 de diciembre de 2.003
REVISIÓN : PRIMERA
Aprobación del Programa de Puntos de Inspección
Firma:
Firma:
Operación A Inspeccionar ZONA: RECEPCION DE MALTA (EJ)
CLASIFICACIÓN DE ZONA:ZONA 21
Tipo:
1.- Revisión ELECTRICA
PUNTO
ELEMENTO DE
Nº
INSPECCIÓN
TIPO
DESCRIPCIÓN
INSPECC.
ACTUACIONES
NORMA APLICABLE
O PROCEDIMIENTO CRITERIO DE ACEPTACIÓN
RESULTADO
OBSERVACIONES
Temperatura Superficial 85 ºC
R. Interno
< 135 ºC
< 12 A
IV
R. Interno
Conexionado de de cables
correcto
presencia de polvo
Motor 7,5 Kw
IV
R. Interno
Rodamientos sin vibración.
correcto
Ligera percepción
Guarda Motor
Motor Redler
IV
R. Interno
Funcionamiento correcto
Desconecta al amperaje dado
Regulación 12 A
6
Contactor
Temperatura
ME
RBT
Temperatura Termografo
correcto
7
Motor
Engrase rodamientos
IV
R. Interno
Normalmente engrasado
correcto
Seria preciso cambiarlos
8
Detector de atascos
Estado/Funcionamiento
IV
R. Interno
Limpieza/ Proximidad
correcto
Presencia Polvo
9
Rasera de distribucion
Bobinas
IV
R. Interno
Temperatura
correcto
10
Rasera de distribucion
Conexiones
IV
R. Interno
Estado
correcto
1
Cadena reddler
Motor de 7,5 Kw
IV
R. Interno
2
Cadena reddler
Motor de 7,5 Kw
IV
3
Cadena Redler
Motor 7,5 Kw
4
Cadena Redler
5
Dentro de lo límites
8:00 AM
11
CODIFICACIÓN DE LOS TIPOS DE INSPECCIÓN D = DOCUMENTAL (REVISIÓN)
IV = INSPECCIÓN VISUAL
ME = MEDICIONES ( PROTOCOLO)
ATENCIÓN:
ZONA 20,21 Y 22 USO DE HERRAMIENTAS Y UTILLAJES ADECUADOS A LA
CLASIFICACIÓN.
ORDEN DE TRABAJO
ORDEN DE TRABAJO ELÉCTRICO
N/REF.:
Nº
Nº DE PEDIDO
ÁREA DE TRABAJO:
TAREA A REALIZAR:
MÁQUINA:
ZONA ATEX:
HERRAMIENTAS:
MATERIALES:
HORAS / DÍAS
OPERARIOS
TOTAL
TOTALES
FECHA DE INICIO:
FECHA ACABADO:
Nº DE OPERARIOS:
HORARIO:
ELEMENTOS DE SEGURIDAD:
ZONA DE PELIGRO:
OBSERVACIONES:
Vº Bº SEMACE, S.L.
Vº Bº CLIENTE
POLITICA DE MANTENIMIENTO
CORRECTIVO
MEJORAS
PREVENTIVO
PREDICTIVO
 (2)
TRABAJOS
PROGRAMABLES
GAMAS
COMPRAS
(6)

(4)
PLANIFICACIÓN Y SIMULACION
STOCKS

(1)
AVERIAS
URGENTES
DIAGNOSTICO
ON LINE
PERSONAL PROPIO
CONTRATAS
LANZAMIENTO DE TAREAS
SEGUIMIENTO DE TRABAJO

(3)
Relaciones Multidimensionales
 (5)
Información Técnica / Estructuración
Información Gráfica
Información Económica / Presupuestos
ACTIVOS
HISTORICO
TENCICOECONOMICO

Puntos Interface Habituales
EJERCICIO MANTENIMIENTO:

En una línea de producción de una planta
Industrial, disponemos de 10 máquinas, que
durante el periodo de un mes hemos
recogido de las O.T. de cada una de las
máquinas los datos de la tabla adjunta.
Las paradas se han agrupado en seis con un
tiempo entre ellas: 880 a P1; 560 a P2; 650 a
P3; 720 a P4; 850 a P5; 630 a P6 y 790
T. PROD.
T
T. PARADA
Nº PARADAS
M1
4410
4010
400
5
M2
3990
3880
110
4
M3
4250
4005
245
5
M4
4330
3880
450
6
M5
4410
3980
430
2
M6
4150
3850
300
6
M7
4250
4200
50
1
M8
3650
3220
430
5
M9
4410
3990
420
2
M10
3990
3690
300
3
P1
P2
P3
P4
P5
P6
M1
100
75
125
70
30
M2
35
15
M3
55
M4
55
MAQUINA
72
M5
M6
40
20
65
35
48
42
88
93
77
65
255
44
67
66
175
35
58
30
EJERCICIO MANTENIMIENTO

Calcular la probabilidad de que
máquinas funcionen correctamente.
las

Calcular la probabilidad de la reparabilidad
de cada una de ellas.

Calcular la probabilidad de cada máquina
siempre que se necesite.

Determinar a que máquina ó grupo de
máquina se debe realizar una intervención
programada.
PLANTA INDUSTRIAL







CENTRO DE TRANSFORMACIÓN
CUADROS DE FUERZA POR SECCIONES
CUADROS DE FUERZA Y MANIOBRA
CONDUCCIONES Y CANALIZACIONES
MAQUINAS, BOMBAS, MOTORES, ETC
DETECTORES DE PROXIMIDAD, CONTROLES
DE NIVEL, REGULADORES DE PRESIÓN,
ETC..
PLC,S, VARIADORES DE VELOCIDAD,
CONTACTORES, RELES, BORNAS, TIERRA,
ETC..
CALIDAD ELECTRICA
PERTURBACIONES
ELECTROMAGNETICAS
HUECOS DE TENSIÓN Y CORTES

Definiciones:
Un hueco de tensión es una bajada súbita de la tensión en un punto de
una red de energía eléctrica, hasta un valor comprendido (por
convenio) entre el 90% y el 1% (CEI 61000-2-1, CENELEC EN 50160), o
entre el 90% y el 10% (IEEE 1159) de una tensión de referencia (Uref),
seguida de un restablecimiento de la tensión de red después de un
corto lapso de tiempo comprendido entre un semiperíodo de la
fundamental de la red (10 ms a 50 Hz) y un minuto (figura 1a).
Generalmente, la tensión de referencia es la tensión nominal para las
redes BT y la tensión declarada para las redes MT y AT. También
puede utilizarse una tensión de referencia desplazada, igual a la
tensión antes de la perturbación, en las redes MT y AT equipadas con
un sistema de ajuste ( en carga) de latensión en función de la carga.
Esto permite estudiar (con la ayuda de medidas simultáneas en cada
red) la transferencia del hueco entre los diferentes niveles de tensión.
El método que se utiliza normalmente para detectar y caracterizar un
hueco de tensión es el cálculo del valor eficaz «rms (1/2)» de la señal
en un período de la fundamental de todos los semiperíodos
(envolvente de un semiperíodo) (figura 1b).
Los parámetros característicos (figura 1b) de un hueco de tensión
son pues: su profundidad: .U (o su amplitud U), su duración .T,
definida como el lapso de tiempo durante el cual la tensión es inferior
al90%. Se habla de hueco de tensión a x % si el valor rms (1/2) está
por debajo de x % del valor de referencia Uref. Los cortes son un caso
particular de hueco de tensión de profundidad superior al 90% (IEEE)
o al 99% (CEI-CENELEC). Se caracterizan por un único parámetro: la
duración. Los breves tienen una duración inferior a 3 minutos
(CENELEC) o a 1 minuto (CEI-IEEE). Tienen su origen principalmente
en los reenganches automáticos lentos destinados a evitar los cortes
largos (ajustados entre 1 y 3 minutos); los cortes largos son de una
duración superior. Los cortes breves y los cortes largos son diferentes,
tanto por su origen como por las soluciones a aplicar para prevenirlos
o para reducir su número. Las perturbaciones de tensión de duración
inferior a un semiperíodo de la fundamental T de la red (.T < T/2) se
consideran como si fueran transitorios. Los americanos utilizan
diferentes adjetivos para calificar los huecos de tensión (sag) o (dip) y
los cortes (interruption) según su duración:




instantáneo (instantaneous) (T/2 < .T < 30 T),
momentáneo (momentary) (30 T < .T < 3 s),
temporal (temporary) (3 s < .T < 1 min),
mantenido (sustained interruption) y subtensión (undervoltage) (.T >
1 min).
En función del entorno, las tensiones medidas pueden ser
entre conductores activos (entre fases o entre fase y
neutro) o entre conductores activos y tierra (fase/tierra o
neutro/tierra), o también entre conductores activos y
conductor de protección.
En el caso de un sistema trifásico, las características .U
y .T son en general diferentes en las tres fases. Por este
motivo un hueco de tensión debe de detectarse y
caracterizarse separadamente en cada una de las fases.
Se considera que un sistema trifásico sufre un hueco de
tensión si al menos una de las fases sufre este tipo de
perturbación.
Fig. 01: Parámetros característicos de un hueco de
tensión; [a] forma de onda, [b] rms (1/2).
ORIGEN:
Los huecos de tensión y los cortes breves están ocasionados principalmente
por los fenómenos conducidos con corrientes elevadas que provocan, a través
de las impedancias de los elementos de la red, una caída de tensión de
amplitud tanto menor cuanto más alejado de la fuente de perturbación está el
punto de observación.
Los huecos de tensión y los cortes breves se deben a diferentes causas:
Defectos en la red de transporte (AT), de distribución (BT y MT), o en la
instalación en sí misma.
La aparición de los defectos provoca huecos de tensión a todos los usuarios.
La duración de un hueco depende generalmente de las temporizaciones de
funcionamiento de los órganos de protección. Cuando los dispositivos de
protección (interruptores automáticos, fusibles) aíslan o separan un defecto
producen cortes (cortos o largos) en la red de los usuarios alimentados por la
sección con defecto.
Aunque la fuente de alimentación haya desaparecido, la tensión en la red
puede mantenerse debido a la tensión residual que siguen suministrando los
motores asíncronos o síncronos en proceso de ralentización (durante 0,3 a 1s)
o a la tensión procedente de la descarga de los condensadores conectados a
la red.
Los cortes breves se deben generalmente a la actuación de los automatismos
de red, como los reenganches rápidos y/o lentos o la conmutación de
transformadores o de líneas. Los usuarios sufren una sucesión de huecos de
tensión y/o de cortes breves al producirse defectos con arcos intermitentes, o
durante los ciclos de desenganche y reenganche automáticos
(en red aérea o mixta radial) que permiten la eliminación de los
defectos transitorios, o incluso cuando se reenvía una tensión para
localizar un defecto. La conmutación de cargas de gran potencia
respecto a la potencia de cortocircuito (motores asíncronos, hornos de
arco, máquinas de soldar, calderas...).
Se producen cortes largos cuando los dispositivos de protección aíslan
Definitivamente un defecto permanente, o cuando se produce la
apertura, voluntaria o intempestiva de un aparato o mecanismo.
Los huecos de tensión o los cortes se propagan hacia los niveles de
tensión inferiores a través de los transformadores. El número de fases
afectadas, así como la gravedad de estos huecos de tensión, dependen
del tipo de defecto y del acoplamiento del transformador.
El número de huecos de tensión y de cortes es más elevado en las
redes aéreas, sometidas a la intemperie, que en las redes
subterráneas.
Pero una derivación subterránea con origen en el mismo juego de
barras que las aéreas o mixtas sufrirá también los huecos de tensión
debidos a los defectos que afectan a las líneas aéreas.
Los transitorios (.T < T/2) son causados, por ejemplo, por la conexión
de condensadores o el aislamiento de un defecto por un fusible o por
un interruptor automático rápido BT, o incluso por las muescas de las
conmutaciones de convertidores polifásicos.
ARMÓNICOS E INTERARMÓNICOS
Resumen:
Toda función periódica (de frecuencia f) se puede descomponer en una
suma de senoides de frecuencia h x f (h: entero); h se llama orden o
rango del armónico (h > 1). La componente de primer orden es la
componente fundamental.
El valor eficaz es:
La tasa de distorsión armónica (THD: Total Harmonic Distortion) da una
medida de la deformación de la señal:
Los armónicos proceden principalmente de cargas no lineales cuya
característica es absorber una corriente que no tiene la misma forma
que la tensión que los alimenta (figura 2).
Fig. 02: Degradación de la tensión de red producida por una carga no lineal.
Esta corriente es rica en componentes armónicos y su espectro será
función de la naturaleza de la carga. Al circular a través de las
impedancias de la red, estas corrientes armónicas crean las tensiones
que pueden perturbar el funcionamiento de otros usuarios conectados a
la misma fuente. La impedancia de la fuente a las diferentes
frecuencias Armónicas tiene pues un papel fundamental en la gravedad
de la distorsión en tensión. Hay que observar que, si la impedancia de
la fuente es baja (Pcc elevada), la distorsión en tensión es menor.
- Las principales fuentes de armónicos
Las principales fuentes de armónicos son precisamente las propias
cargas y se pueden clasificar según su pertenencia al entorno
industrial o doméstico.
Las cargas industriales equipos de electrónica de potencia: variadores
de velocidad, rectificadores con diodos o tiristores, onduladores,
fuentes de Alimentación conmutadas; cargas que utilizan el arco
eléctrico: hornos de arco, máquinas de soldar, alumbrado (lámparas de
descarga, tubos fluorescentes).
Son también generadores de armónicos (temporales) los arranques de
motores con arrancador electrónico y la conexión de transformadores
de potencia.
Hay que destacar que se ha generalizado la utilización de equipos
basados en la electrónica de potencia debido a sus múltiples ventajas
(flexibilidad de funcionamiento, excelente rendimiento energético,
prestaciones elevadas...).
Las cargas domésticas con convertidores o con fuentes de
alimentación conmutada: televisores, hornos de microondas, placas de
inducción, ordenadores, impresoras, fotocopiadoras, reguladores de
luz, equipos electrodomésticos, lámparas fluorescentes.
Aunque su potencia unitaria es mucho menor que las cargas
industriales, el efecto acumulado, debido a su gran abundancia y a su
utilización simultánea en períodos largos, las convierten en fuentes
importantes de distorsión armónica. Hay que estacar que la utilización
de este tipo de aparatos crece en número y a veces en potencia
unitaria.
- Los niveles de armónicos
Varían generalmente según el modo de funcionamiento del aparato, la
hora del día y la estación (climatización).
Las fuentes de alimentación generan normalmente armónicos impares
(figura 3).
Tanto la conexión de transformadores o las cargas polarizadas
(rectificadores de media onda) como los hornos de arco producen
también (además de armónicos impares) armónicos de rangos pares.
Los interarmónicos son componentes senoidales, pero que no son de
frecuencias múltiplos enteros de la fundamental (están, por tanto,
entre los armónicos). Se deben a las variaciones periódicas o
aleatorias de la potencia absorbida por diferentes receptores como los
hornos de arco, las máquinas de soldar y los convertidores de
frecuencia (variadores de velocidad y cicloconvertidores).Las
frecuencias de telemando utilizadas por el distribuidor son también
interarmónicos. El espectro puede ser discreto o continuo, y variable
de forma aleatoria (horno de arco) o intermitente (máquinas de
soldar). Para estudiar los efectos a corto, medio o largo plazo, las
medidas de los distintos Parámetros deben hacerse a intervalos de
tiempo compatibles con la constante de tiempo térmica de los
equipos.
Fig. 3: Características de algunos generadores de armónicos.
SOBRETENSIONES
Toda tensión aplicada a un equipo cuyo valor de cresta sobrepasa los límites
de un intervalo definido por una norma o una especificación es una
sobretensión. Las sobretensiones son de tres tipos: temporales, a frecuencia
industrial, de maniobra, de origen atmosférico (rayo).
Pueden presentarse: en modo diferencial (entre conductores activos fase/fase
o fase/neutro), en modo común (entre conductores activos y la masa o la
tierra).
-
Sobretensiones temporales
Por definición son de la misma frecuencia que la de la red (50 Hz ó 60 Hz).
Tienen diversos orígenes:
- Un defecto de aislamiento
Al producirse un defecto de aislamiento entre una fase y tierra en una red con
neutro impedante o aislado, la tensión de las fases sanas respecto a tierra
puede alcanzar la tensión compuesta. Las sobretensiones en las instalaciones
BT pueden proceder de las instalaciones AT a través de la toma de tierra del
centro de transformación MT/BT.
- La ferrorresonancia
Se trata de un raro fenómeno oscilatorio no lineal, frecuentemente peligroso
para los equipos, que se produce en un circuito con un condensador y una
inductancia saturable. Con facilidad se le suele considerar la causa de
disfunciones o averías mal aclaradas. Fallo (corte) del neutro Los aparatos
alimentados por la fase menos cargada ven aumentar su tensión (a veces
hasta a la tensión compuesta). Los defectos del regulador de tensión de un
alternador o del ajuste en carga de un transformador
La sobrecompensación de la energía reactiva Los condensadores shunt
producen un aumento de la tensión desde la fuente hasta ellos. Esta
tensión es especialmente elevada en períodos de poca carga.
- Sobretensiones de maniobra
Están provocadas por modificaciones rápidas de la estructura de la red
(apertura de aparatos de protección...). Se distinguen: las
sobretensiones de conmutación con carga normal, las sobretensiones
provocadas por el establecimiento y la interrupción de pequeñas
corrientes inductivas, las sobretensiones provocadas por la maniobra
de circuitos capacitativos (líneas o cables en vacío, baterías de
condensadores). Por ejemplo, la maniobra de una batería de
condensadores provoca una sobretensión transitoria cuya primera
cresta puede alcanzar 2√2 veces el valor eficaz de la tensión de la red,
y una sobreintensidad transitoria del valor de cresta que puede
alcanzar 100 veces la corriente asignada del condensador (Cuaderno
Técnico n° 189).
- Sobretensiones atmosféricas
El rayo es un fenómeno natural que aparece en caso de tormenta. Se
distinguen las descargas directas de rayo (en una línea o en una
estructura) y los efectos indirectos de una descarga de rayo
(sobretensiones inducidas y aumento del potencial de tierra).
VARIACIONES Y FLUCTUACIONES DE
TENSIÓN
Las variaciones de tensión son variaciones del valor
eficaz o del valor de cresta de una amplitud inferior
al 10% de la tensión nominal.
Las fluctuaciones de tensión son una sucesión de
variaciones de tensión o de variaciones cíclicas o
aleatorias de la envolvente de una tensión cuyas
características son la frecuencia de la variación y su
amplitud. Las variaciones lentas de tensión están
causadas por la variación lenta de las cargas
conectadas a la red.
Las fluctuaciones de tensión son debidas
principalmente a las variaciones rápidas de las
cargas industriales, como las máquinas de soldar,
los hornos de arco, las laminadoras.
DESEQUILIBRIOS
Un sistema trifásico está desequilibrado cuando las tres tensiones no son iguales en
amplitud y/o no están desfasadas unas respecto a otras 120°.El grado de desequilibrio se
define utilizando el método de las componentes de Fortescue, calculando la razón de la
componente inversa (U1i) (u homopolar (U1o)) de la fundamental respecto a la
componente directa (U1d) de la fundamental.
También puede utilizarse la fórmula aproximada siguiente:
siendo:
La tensión inversa (u homopolar) está provocada por las caídas de tensión que, a lo largo
de las impedancias de la red, se producen debido a las corrientes inversas (u
homopolares) producidas por las cargas Desequilibradas que conducen a unas corrientes
no idénticas en las tres fases (cargas BT conectadas entre fase y neutro, cargas
monofásicas o bifásicas MT, como máquinas de soldar y hornos de inducción). Los
defectos monofásicos o bifásicos provocan los desequilibrios hasta que actúan las
protecciones.
RESUMEN
EFECTOS DE LAS PERTURBACIONES EN
LAS CARGAS Y PROCESOS
SOLUCIONES PARA MEJORAR LA QEE
Huecos de tensión y cortes
- Reducción del número de huecos de tensión y de cortes.
-
Reducción de la duración y de la profundidad de los huecos de
tensión.
- Insensibilización de las instalaciones industriales y terciarias
- Insensibilización del control-mando
-
Insensibilización de la alimentación de potencia de los
equipos
- La parada adecuada
Armónicos
-
Existen al menos tres formas posibles para suprimirlos o, al menos, reducir su influencia.
Se dedica un párrafo específico al tema de las protecciones.
Reducción de las corrientes armónicas producidas
Inductancia de línea
Se coloca una inductancia trifásica en serie con la alimentación (o integrada en el bus de
cc de los convertidores de frecuencia), con lo que se reducen los armónicos de corriente
de línea (en particular, los de orden elevado) y por tanto, el valor eficaz de la corriente
absorbida, y también la distorsión en el punto de conexión del convertidor. Además, es
posible instalarlo sin intervenir en el generador de armónicos y utilizar inductancias
comunes a diversos variadores.
- Utilización de rectificadores dodecafásicos
Esta solución consigue, por combinación de las corrientes, eliminar en el primario los
armónicos de orden más bajo, como el 5º y 7º (frecuentemente, los más molestos, por su
mayor amplitud). Necesita un transformador con dos secundarios, uno en estrella y otro
en triángulo, consiguiéndose no generar armónicos más que de orden 12k ± 1.
- Aparatos de muestreo senoidal. Este método consiste en utilizar convertidores estáticos
cuya etapa rectificadora utilice la técnica de conmutación. PWM (Pulse Width Modulation)
que absorbe una corriente senoidal.
- Modificación de la instalación
- Inmunizar las cargas sensibles con la ayuda de filtros
- Aumentar la potencia de cortocircuito de la instalación
- Desclasificar los equipos
- Arrinconar o confinar las cargas perturbadoras
Ante todo, hay que conectar los equipos sensibles lo más cerca posible de su fuente de
alimentación.
A continuación, hay que identificar, y después separar, las cargas perturbadoras
de las cargas sensibles, por ejemplo alimentándolas desde fuentes separadas o
mediante transformadores dedicados exclusivamente a ellas. Todo esto
sabiendo que las soluciones que consisten en actuar sobre la estructura de la
instalación son, en general, pesadas y costosas.
- Protecciones y sobredimensionamiento de los condensadores
La elección de esta solución depende de las características de la instalación.
Una regla simplificada permite elegir el tipo de equipo con Gh (potencia
aparente de todos los generadores de armónicos que están alimentados por el
mismo juego de barras que los condensadores) y Sn (potencia aparente de el o
los trafos aguas arriba):
– si Gh/Sn ≤ 15% es conveniente utilizar equipos de tipo estándar,
– si Gh/Sn >15%, hay que pensar en dos soluciones:
1.- Caso de redes contaminadas
(15% < Gh/Sn ≤ 25 %): hay que sobredimensionar en corriente la aparamenta y
las conexiones en serie; y, en tensión, los condensadores.
2.- Caso de redes muy contaminadas
(25% < Gh/Sn ≤ 60%): hay que asociar bobinas (selfs) antiarmónicos a los
condensadores sintonizados a una frecuencia inferior a la frecuencia del
armónico más bajo (por ejemplo, 215 Hz para una red de 50 Hz) (figura 10).
Esto elimina los riesgos de resonancia y contribuye a reducir los armónicos.
Filtrado
En el caso de Gh/Sn > 60%, el cálculo y la instalación del filtro de armónico deben ser
realizados por especialistas (figura 11).
-
Filtro pasivo
Consiste en colocar una impedancia baja a las frecuencias a atenuar mediante una
adecuada configuración de componentes pasivos (inductancia, condensador,
resistencia). Esta unidad se instala en derivación con la red.
Para filtrar varias componentes, pueden ser necesarios varios filtros pasivos en paralelo.
El dimensionamiento de los filtros armónicos debe de ser cuidadoso: un filtro pasivo mal
diseñado puede conducir a resonancias cuyo efecto es amplificar las frecuencias que no
eran perjudiciales antes de su instalación.
- Filtro activo
Consiste en neutralizar los armónicos
emitidos por la carga analizando los
armónicos consumidos por la carga y
reconstruir la misma corriente armónica
con la fase conveniente. Es posible poner
en paralelo varios filtros activos. Un filtro
activo puede ser, por ejemplo, asociarse
a un SAI para reducir los armónicos
inyectados aguas arriba.
- Filtro híbrido
Se compone de un filtro activo y un filtro pasivo sintonizado con el armónico
preponderante (por ejemplo, el 5º) y que suministra la energía reactiva necesaria.
- Caso particular: los interruptores automáticos.
Los armónicos pueden provocar disparos intempestivos de los dispositivos de
protección; para evitarlos, conviene escoger bien estos aparatos.
Los interruptores automáticos pueden estar equipados con dos tipos de relés
disparadores, magneto-térmicos o electrónicos.
Los primeros (magneto-térmicos) son especialmente sensibles a los armónicos debido a
sus captadores térmicos que «ven» correctamente la carga real que sufren los
conductores por la presencia de los armónicos.
Por este motivo, se adaptan bien al uso, (especialmente doméstico e industrial) en
circuitos de intensidades pequeñas.
Los segundos (electrónicos), por su sistema de cálculo de las intensidades que lo
atraviesan, pueden tener el riesgo de disparo intempestivo, por lo que hay que escoger
bien estos aparatos y prestar atención al hecho de que miden el verdadero valor eficaz
de la corriente (RMS).
Estos aparatos tienen entonces la ventaja de seguir mejor la evolución de la
temperatura de los cables, particularmente en el caso de cargas con funcionamiento
cíclico pues su memoria térmica es mejor que la de los termo-elementos de
calentamiento indirecto.
-
La desclasificación.
Esta solución, aplicable a ciertos equipos, es una solución fácil y con frecuencia
suficiente, para los problemas ocasionados por los armónicos.
NIVEL DE CALIDAD DE LA ENERGÍA
Metodología de evaluación.
Aplicación contractual
-
-
El contrato debe indicar:
la duración del contrato,
los parámetros a medir,
los valores contractuales,
el (los) punto (s) de medida,
las tensiones medidas: estas tensiones (entre fases y/o entre fases y
neutro) deben ser las que alimentan los equipos,
para cada uno de los parámetros medidos, debe de indicarse el
método de medida, el intervalo de tiempo, el período de la medida (por
ejemplo 10 minutos y 1 año para la amplitud de la tensión) y de los
valores de referencia; por ejemplo, para los huecos de tensión y los
cortes, hay que definir la tensión de referencia, los márgenes de
detección y el límite entrecortes largos y cortes breves,
la precisión de la medida,
el método de determinación de las penalizaciones en caso de no
respetarse los compromisos,
las cláusulas en caso de desacuerdo en la interpretación de las
medidas (intervención de una tercera parte...),
acceso a los datos y su confidencialidad.
Mantenimiento correctivo
La búsqueda de soluciones para aplicar medidas correctivas se inicia
normalmente después de producirse incidentes o disfunciones en la
explotación.
En general, los pasos a seguir son:
- Recogida de datos
Su objeto es recoger informaciones como el tipo de cargas, la
antigüedad de los componentes de la red y el esquema unifilar.
- Búsqueda de síntomas
Su objeto es identificar y localizar los equipos perturbados, determinar
la hora y la fecha (fija o aproximada) del problema, la posible relación
con las condiciones meteorológicas concretas (viento fuerte, lluvia,
tormenta) o con una modificación reciente de la instalación
(instalación de máquinas nuevas, modificación de la red).
- Conocimiento y comprobación de la instalación
En esta fase basta a veces determinar rápidamente el origen de la
disfunción.
Las condiciones de medio ambiente tales como la humedad, el polvo,
la temperatura no deben de subestimarse. Debe de verificarse toda la
instalación, y en particular, el cableado, los interruptores automáticos
y los fusibles.
-
Colocar aparatos de medida en la instalación
Esta etapa consiste en dotar el emplazamiento con aparatos de medida que
permitan detectar y registrar el fenómeno origen del problema. Puede ser
necesario colocar instrumentos en varios puntos de la instalación y en
particular, si se puede, lo más cerca posible, del (o de los) equipo (s)
Perturbado (s).
El aparato detecta en qué circunstancias se sobrepasan los umbrales de los
parámetros de medida de la calidad de la energía y registra los datos
característicos del suceso (por ejemplo, fecha, hora, profundidad de un hueco
de tensión, THD). También pueden guardar los datos de las formas de ondas
justo antes, durante y después de la perturbación. La sensibilidad de los
equipos debe de estar en consonancia con los umbrales a medir. Cuando se
utilizan aparatos portátiles, la duración de las medidas debe ser representativa
del ciclo de funcionamiento de una fábrica (por ejemplo, una semana).
Evidentemente, hay que esperar que la perturbación se reproduzca.
Los aparatos fijos permiten una vigilancia permanente de la instalación. Si
estos aparatos están correctamente conectados y ajustados, puesto que
registran cada perturbación, aseguran una función de prevención y detección.
Las informaciones pueden visualizarse o localmente o a distancia, mediante
una intranet o la red internet. Esto permite diagnosticar los fenómenos, y
también anticiparse a los problemas (mantenimiento preventivo). Este es el
caso de los aparatos de la gama Power Logic System (Circuito Monitor - Power
Meter), Digipact y la generación última de interruptores automáticos
Masterpact, equipados con un disparador Micrologic P (figura 6).
Los registros de perturbaciones que proceden de la red del
distribuidor y que hayan causado los daños (destrucción de equipos,
pérdida de producción) pueden ser también útiles en caso de
negociación de indemnizaciones.
- Identificación del origen
El trazado (forma de onda, perfil de valor eficaz) de la perturbación
permite en general a los expertos localizar e identificar la fuente del
problema (un defecto, un rearranque de motor, una conexión de una
batería de condensadores...). En concreto, el conocimiento simultáneo
del trazado o gráfica de la tensión y de la corriente permite
determinar si el origen del problema se ubica aguas arriba o aguas
abajo del punto de medida. En efecto, la perturbación puede proceder
de la instalación o de la red del distribuidor.
- Estudio y elección de soluciones
Se establecen la lista y los costes de las soluciones. La elección de la
solución se efectúa frecuentemente comparando su coste con lo que
se deja de ganar en caso de perturbación. Después de aplicar una
solución, es importante verificar, midiendo, su eficacia.
Optimización del funcionamiento de las instalaciones eléctricas
-
Esta preocupación por optimizar el funcionamiento de una instalación eléctrica
se concreta en tres acciones complementarias:
Economizar la energía y reducir las facturas de energía
Sensibilizar de los costes a los usuarios.
Asignar internamente los costes (por unidad, por servicio o por línea de
producto).
Localizar los posibles ahorros.
Administrar los picos de consumo (desconexiones o desenganches, fuentes
autónomas).
Optimizar el contrato de energía (reducción de la potencia contratada).
Mejorar el factor de potencia (reducción de la potencia reactiva).
Asegurar la calidad de la energía
Visualizar y vigilar los parámetros de medida de la calidad de la energía.
Detectar por anticipado los problemas (vigilancia de los armónicos y de la
corriente de neutro) para un mantenimiento preventivo.
Velar por la continuidad del servicio
Optimizar el mantenimiento y la explotación.
Conocer la red en tiempo real.
Vigilar el plan de protección.
Diagnosticar los defectos.
Después de un defecto, reconfigurar la red.
Asegurar una conmutación automática de fuentes.
Existen programas informáticos que aseguran el control-mando y la
vigilancia de la instalación. Permiten, por ejemplo, detectar y guardar
archivados los acontecimientos, vigilar, en tiempo real, los
interruptores automáticos y los relés de protección, gobernar a
distancia los interruptores automáticos y, de manera general, explotar
las posibilidades de los aparatos comunicantes (figura 6).
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
CONDICIONES TÉCNICAS Y GARANTIAS DE
SEGURIDAD
RD 3275/1982
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN

Para saber como se encuentran los
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN, las
Direcciones Generales de Industria de las
Comunidades Autónomas, exigen a los
propietarios de dichos centros que se les
entregue un Boletín de reconocimiento
realizado por el Técnico competente o
empresa especializada.

R.S.C.T.G.S.C.E.S.C.T.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
Requisitos necesarios en un centro de
transformación:






Cartel de las 5 reglas de oro.
Cartel de respiración de salvamento.
Requisitos previos a los trabajos de
instalación electrónicas en A.T..
Pértiga de maniobra.
Pértiga detectora de tensión.
Placas de accionamiento de las
diferentes celdas.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN

-
-
OFERTA DE MANTENIMIENTO DE UNA EMPRESA
ESPECIALIZADA.
Dos revisiones periódicas: Carga y otra en vació.
Actuaciones de revisión vació:
Limpieza del CT, incluyendo aisladores de media
tensión
Comprobación del valor de las tierras del neutro y
de herrajes.
Comprobación del estado del aceite refrigerante y
rellenado del mismo, si es necesario.
Verificación de que el Centro dispone de los
recambios o repuestos oportunos.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN







Guantes en perfecto estado.
Casco.
Alfombrilla.
Banqueta aislante.
Placas de indicadoras de riesgo eléctrico.
Cerradura de acceso al mismo, sólo para
personal autorizado.
Extintor de incendios de eficacia mínima.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
Centro de transformación de interior
Obra civil:
1. Grietas de muros y tabiques.
2. Humedades de cubiertas y paredes.
3. Entrada de agua en el exterior.
4. Alcantarillado
con cota superior del
suelo.
5. Puerta
de acceso de material no
adecuado.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
6.
7.
8.
9.
Puerta de acceso insuficiente.
Puerta de acceso con apertura al
interior.
Cierre de la puerta en mal estado.
Escalera no adecuada.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
Locales:
1.
2.
3.
4.
Pasillos de dimensión inadecuadas.
Secciones de ventilación insuficientes, o
mal colocadas.
Ausencia de protecciones contra objetos
exteriores en huecos de ventilación.
Renovaciones por hora insuficientes en
ventilación forzada.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
5.
6.
7.
8.
9.
Falta de dispositivo de parada
automática de extractor con detector
de incendios.
Verja de protección de dimensiones
insuficientes.
Verjas de protección rotas.
Foso de recogida de aceite inexistente o
insuficiente.
Foso sin rejilla cortafuegos.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
Elementos de maniobra:
1.
2.
3.
4.
Falta de banqueta aislante o no está en
condiciones.
Falta de pértiga o no es la adecuada a
la tensión de servicio.
Faltan los guantes aislantes o no están
en condiciones.
Falta la maneta de fusibles.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
Alumbrado y señalización interior:
1.
2.
3.
4.
5.
No se dispone de alumbrado interior.
Elementos de corte o lámpara en mal
estado.
Falta de alumbrado de emergencia.
Falta de placas de señalización de peligro.
Falta de placas de primeros auxilios.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
6.
7.
8.
Falta de señalización en líneas o
transformadores.
El centro carece de libro de
mantenimiento.
No se dispone de instrucciones de
control.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
Varios:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Hay materiales almacenados en el
centro.
Hay líquidos inflamables. almacenados
en el centro.
Bomba de desagüe en mal estado.
Herrajes o tirantes en mal estado.
Defectos de limpieza.
No hay extintores de eficacia.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
Aparamenta de alta tensión I:
1.
2.
3.
4.
Funcionamiento de los seccionadotes
defectuosos.
Falta de enclavamiento den cuchillas de
p.a.t.
Hay circuitos que no disponen de
seccionador.
Funcionamiento de interruptores
defectuosos.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
5.
6.
7.
8.
9.
Nivel de aceite bajo en interruptores.
Falta de señalización de apertura y
cierre en interruptores.
Relés con mal funcionamiento o mal
tratados.
Fusibles de A.T. en mal estado o de
incorrecta intensidad.
Falta de autoválvulas.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
Aparamenta de alta tensión II:
1.
2.
3.
4.
5.
Hay aisladores soportes rotos.
Hay pasamuros rotos.
La separación entre fase no es correcta.
La separación entre fase y tierra no es
correcta.
La separación entre circuitos no es
correcta.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
6.
7.
8.
9.
Existen puntos de calentamiento
excesivo.
Hay conexiones flojas.
La sección del embarrado so es
suficiente.
Hay cables de A.T. en mal estado
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
Transformadores:
1.
2.
3.
4.
5.
Nivel de liquido aislante bajo.
Perdida de líquido aislante en cuba o en
grifo desagüe.
Pasatapas con pérdida de líquido aislante.
Carece de sistema de regulación.
Ruidos o vibraciones excesivas (más de
40 dB noche y 70 dB día).
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
6.
7.
8.
9.
Conexiones flojas.
Ruedas sin bloquear.
La potencia no corresponde con la
autorizada.
Cierre celda transformadores y equipos
de medida sin precintos.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
Aparamenta baja tensión:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Fusibles en mal estado.
Interruptores automáticos averiados.
Conexiones flojas.
Barras con calentamiento excesivo.
Cables con calentamiento excesivo.
Mal funcionamiento de aparatos de
medida.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
Tomas de tierra:
1.
Defectos en las conexiones de p.a.t.
2.
Elementos no puestos a tierra.
3.
Conexión del neutro a tierra defectuosa.
4.
Tierras insuficientemente separadas.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
5.
6.
7.
Valores de las tensiones de paso
superior a la máxima admisible.
Valores de las tensiones de contacto
superior a la máxima admisible.
La superficie no es equipotencial.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
Medidas:
•
Tierra de neutro
•
Tierra de autoválvulas
•
Tierra de masas
•
Temperatura exterior
•
Temperatura interior
Ω
Ω
Ω
ºC
ºC
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
•
•
•
•
•
Tensión de paso
V
Tensión de contacto
V
Nivel de ruido exterior
Nivel de ruido interior
Temperatura máxima en equipos
eléctricos
dB
dB
ºC
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
In I
L1
I
L2
I
L3
U
L1-N
U
L2-N
U
L3-N
Hora
Pos.
comutador
Trafo 1
Trafo 2
Trafo N
Las medidas serán tomadas en el secundario del trasformador
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
Centros de trasformación de intemperie
Apoyos:
1.
Hormigón con grietas, roturas
desprendido.
2.
Metálico oxidado.
3.
Metálico con dobleces o flexiones
4.
Metálico sin sistema antiescalo.
5.
Desplomado, revirado o torsionado.
o
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
6.
7.
8.
9.
Resistencia mecánica insuficiente.
Sin placa de señalización de peligro de
muerte.
Cimentación defectuosa.
Carece de posa-pies de maniobra.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
Herrajes:
1.
Oxidados.
2.
Mal apretados al apoyo.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
Aparamenta de alta tensión:
1.
2.
3.
4.
5.
Faltan autoválvulas.
Faltan fusibles a.p.r. o “XS”.
Funcionamiento defectuoso de la
botella terminal.
Estado defectuoso de la botella
terminal.
Hay cables de A.T. en mal estado.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
6.
7.
8.
9.
Cadenas de amarre defectuosas.
Aisladores
rígidos
con
soporte
defectuosos.
La separación entre conductores no es
correcta.
Hay conexiones flojas.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
Transformador:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Nivel de líquido aislante bajo.
Pérdida de líquido aislante en cubo o
grifo de desagüe.
Pasatapas con pérdida de líquido
aislante.
Carece de sistema de regulación.
Conexiones flojas.
La potencia no corresponde con la
autorizada.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
DETERMINACION DE LA POTENCIA DE LOS
CENTROS DE TRANSFORMACION
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA
DE LOS CT
La potencia de un CT es la de su transformador
o bien la suma de las potencias si tiene varios
Transformadores.
Se expresa pues en potencia aparente «S»
(kVA o MVA).
Puede suceder que la potencia consumida por
la instalación a alimentar por el CT, (expresada
en potencia aparente kVA) le venga ya dada al
proyectista del CT. En este caso, le
corresponde elegir entre asignar toda la
potencia a un solo transformador o bien
repartirla entre varios y a continuación
determinar la potencia nominal «Sn» del o de
los transformadores.
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT
Para ello se hacen a continuación algunas
recomendaciones.
Conviene elegir la potencia del o los transformadores
de forma que éstos funcionen normalmente a un
régimen de carga del orden del 65% al 75% de su
potencia nominal Sn, es decir, siendo Sc la potencia de
la carga a alimentar, que sea:
Sn = Sc/0,65 a Sn = Sc/0,75.
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT
Con ello, por una parte, las pérdidas en carga del
transformador se reducen notablemente (entre un 58%
y un 44%) con lo cual, su régimen de temperatura es
más bajo, especialmente favorable para la vida del
transformador, y por otra representa un margen de
reserva ante eventuales aumentos de carga más o
menos duraderos.
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT
Ventajas:
Corriente de cortocircuito en las salidas en BT,
más reducidas y por tanto, menores efectos
térmicos y dinámicos del cortocircuito, pues
disminuyen cuadráticamente con la corriente.
A partir de cierta potencia este aspecto puede
ser por sí mismo, determinante para repartir la
potencia entre dos o más transformadores.
Mayor seguridad de servicio. En efecto, si hay
un
solo
transformador,
en
caso
de
indisponibilidad del mismo (por ejemp. avería)
el CT queda totalmente fuera de servicio.
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT
Si por ejemplo la carga está repartida entre dos
o tres transformadores, en caso de
indisponibilidad de uno de ellos, el CT, aunque
en régimen reducido, mantiene el servicio con
el otro o los otros dos transformadores.
Si además se ha previsto que los
transformadores trabajen normalmente con
carga inferior a su potencia nominal, según
antes recomendado, este margen de potencia
disponible puede aprovecharse para alimentar
una parte de la carga correspondiente al
transformador fuera de servicio, por ejemplo
los receptores más prioritarios.
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT
Desde luego, el esquema
debe estar diseñado para
cargos.
del cuadro general de
permitir este traspaso
BT
de
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT
En régimen normal los interruptores «A» están
abiertos. En caso de indisponibilidad por
ejemplo del transformador TR-3, se abre su
interruptor de BT (D3) y se cierran los dos
interruptores A, con lo cual toda o parte de la
carga del TR-3 pasa a ser alimentada por los
transformadores TR-1 y TR-2 aprovechando el
margen de potencia disponible entre su carga
y su potencia nominal. Las barras generales
del cuadro deben estar adecuadamente
dimensionadas para las corrientes de traspaso
de carga.
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT
Véase que en esta circunstancia, los
transformadores TR-1 y TR-2 quedan acoplados
en paralelo.
Si bien no conviene que los transformadores
del CT funcionen acoplados en paralelo por el
incremento de la corriente de cortocircuito que
esto representa, son inevitables situaciones
como la anterior y también otras circunstancias
puntuales
que
requieren
la
marcha
momentánea en paralelo, por ejemplo para el
arranque directo de un motor de potencia
elevada.
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT


En este caso, una vez realizado el arranque, se
abren los interruptores de acoplamiento y se
retorna al régimen normal de transformadores
separados.
En consecuencia los transformadores de un CT
deben poder acoplase en paralelo.
Los requisitos son:
Tener igual tensión secundaria.
Ser del mismo grupo de conexión.
Además para un correcto reparto de la carga
entre los transformadores, se requiere que
tengan la misma tensión de cortocircuito.
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT
Para asegurar más el correcto reparto de la
carga, es muy recomendable que los
transformadores del CT sean de la misma
potencia nominal.
Determinación de la carga.
En muchas ocasiones, la determinación de la
carga a alimentar forma parte del proyecto del
CT, y por tanto debe ser evaluada
previamente.
Dada la diversidad de casos y circunstancias,
tipos de receptores, modalidades de servicio,
ciclos de consumo, etc., no se pueden dar
reglas o métodos precisos de cálculo aplicables
a todos los casos.
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT
No obstante, se dan a continuación unos
conceptos, pautas y tablas de valores,
que pueden ayudar a estimar la potencia
a alimentar, con una aproximación
razonablemente suficiente.
Conceptos de partida.
La potencia consumida por un receptor
es siempre mayor que su potencia útil,
ya que todo receptor tiene unas pérdidas
propias, por lo cual, su rendimiento es
menor que uno.
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT
Por tanto, a los efectos de la determinación de
la carga, lo que interesa es la potencia
consumida.
Además esta potencia consumida debe estar
expresada como potencia aparente «S» puesto
que es ésta la que determina el dimensionado
de los elementos de la instalación, conductores,
transformadores, aparatos de maniobra, etc.
Por este motivo, la potencia de los
transformadores se expresa en potencia
aparente (kVA).
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT
•
•
•
•
•
La potencia aparente consumida por un
receptor se calcula:
Receptor monofásico S = UI
Receptor trifásico S = I √3 U
S: potencia aparente en VA
U: tensión de alimentación en voltios
I: corriente consumida por el receptor en
amperios, cuando funciona a su potencia
nominal (plena carga).
El valor de la tensión U y de la corriente
consumida I, figuran siempre en la placa de
características de los receptores, así como en
los correspondientes catálogos técnicos.
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT
–
–
–
Potencia de utilización, es la potencia que
realmente consumirá el conjunto de los
receptores instalados, la cual será inferior a la
potencia instalada, por dos motivos:
Porque los receptores (por ejemplo los motores)
no acostumbran a trabajar a su plena potencia.
Porque los receptores no funcionan casi nunca
todos a la vez.
Esto da lugar a definir dos factores de cálculo
de valor igual o inferior a uno:
Factor de utilización (ku)
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT
–
Tiene en cuenta el hecho de que el régimen de
funcionamiento de un receptor por lo general es
inferior a la potencia nominal del mismo.
Factor de simultaneidad (ks)
Tiene en cuenta que el conjunto de los
receptores instalados no funcionan casi nunca
simultáneamente, (por ejemplo: alumbrado,
calefacción, motores, etc.).
En principio, el procedimiento consiste en
atribuir a cada receptor, grupo o tipo de
receptores, un cierto factor de utilización ku, y
después, aplicar factores de simultaneidad ks
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT
Por grupos de receptores, según sus
características y/o su función así como por
niveles en la instalación de distribución.
La evaluación de estos factores requiere tener
un conocimiento lo más detallado posible de la
naturaleza y forma de funcionamiento de la
instalación y sus condiciones de explotación, a
partir de lo cual deberán ser estimados por el
proyectista, con ayuda de su experiencia y
profesionalidad.
A continuación algunas tablas útiles:
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT
Tabla para la estimación de potencias
instaladas en función de la superficie.
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT
Tabla tomada de la norma francesa UTE 63-140 con
los factores de simultaneidad ks aplicables a los
armarios de distribución industrial.
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT
Factores de simultaneidad aplicables a
usos industriales o de servicios.
Se reproduce también un ejemplo de
Aplicación de los factores de simultaneidad
Ks sucesivos, a los tres niveles de la
Distribución eléctrica en una fábrica con
tres talleres.
Este ejemplo es válido solamente en lo que
concierne a la forma de aplicación de
dichos factores de simultaneidad.
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT
El hecho de estar las potencias expresadas
en kW (potencia activa) lo invalida para
determinar la potencia del transformador, si
se desconocen los factores de potencia.
Nota: En lo concerniente a la evaluación del
factor de utilización ku hay que observar que
en los motores y también en otros
receptores, no existe una completa
Proporcionalidad
entre
la
potencia
Desarrollada y la corriente consumida.
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE
LOS CT
En general al disminuir la potencia, la
Corriente disminuye en menor proporción.
Por ejemplo, a media carga la corriente es
superior a la mitad de la nominal en plena
carga.
Ahora bien si se considera la potencia
consumida proporcional a la desarrollada el
error que representa es, en general, poco
relevante.
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT
EJERCICIO DETERMINACIÓN DE
POTENCIA DE UN HOTEL

Determinar en la ficha adjunta, la
potencia del centro de transformación,
así como, el numero de transformadores
necesarios y cuadros eléctricos de los
circuitos de los receptores.
CIRCUITO
RECEPTORES
POTENCIA
SOTANO
Compresores de frío
25 KW
35 KW
Ventiladores
2 KW
5 KW
10 KW
10 KW
10 KW
5 Tomas de corriente
10 Fluorescente
VESTIBULO
Cocina eléctrica
10 kw
15 kw
Ordenadores
5 kw
10 Tomas de corriente
20 Fluorescente
1ª PLANTA
20 Tomas de corriente
40 Fluorescente
2ª PLANTA
2x40 w
20 Tomas de corriente
40 Fluorescente
ASCENSORES
2x40 w
2x40 w
15 Kw
2 Tomas de corriente
2 Fluorescente
PISCINA
15 KW
2 Tomas de corriente
4 Punto de luz
2x40 w
Ku
DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA DE LOS CT
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
VENTILACION DE LOS CENTROS DE
TRANSFORMACION
Ventilación de los CT
Calentamiento:
Se entiende por calentamiento, el incremento de temperatura, Δθ, sobre la temperatura
ambiente θa. La temperatura total q es pues la suma de la temperatura ambiente más el θ
= θa + Δθ.
Las normas UNE de transformadores, indican los siguientes valores:
Temperaturas ambiente:
Máxima
Media diaria (24 h) no superior a
Media anual no superior a
40 ºC
30 ºC
20 ºC
- Los transformadores de distribución MT/BT en baño de aceite son, salvo excepciones,
de circulación natural del aceite por convección y bobinados con aislamientos clase A.
Los calentamientos admisibles, Δθ, son:
– Arrollamientos con aislamientos clase A y circulación natural del aceite: 65 ºC
– Aceite en su capa superior, en transformadores con depósito conservador o bien de
llenado integral (herméticos): 60 ºC
- Los transformadores MT/BT secos son casi siempre de arrollamientos con aislamientos
clase F.
- Calentamiento, Dq, máximo admisible: 100 oC
Objeto de la ventilación:
El objeto de la ventilación de los CT es evacuar el calor producido en el
transformador o transformadores debido a las pérdidas magnéticas (pérdidas
en vacío) y las de los arrollamientos por efecto Joule (pérdidas en carga).
A título orientativo se especifican a continuación las pérdidas en
transformadores de distribución MT/BT, en aceite (figura 79) y secos (figura
80), tomados de un catálogo actual.
Fig. 80: Pérdidas en los transformadores secos de 12 a 22 kV.
Aberturas de ventilación:
La determinación de la superficie de las
aberturas de entrada y salida del aire, en
función de la diferencia de altura entre ambas y
del aumento de temperatura del aire, puede
realizarse mediante el nomograma de la figura
81.
Este ábaco puede utilizarse de distintas formas,
ya que, conociendo tres de las cinco
magnitudes, quedan determinadas las otras dos.
Habitualmente se tienen las pérdidas totales
(columna W), la altura H disponible o posible y
la elevación de temperatura admitida (t 2 - t1), y
debe determinarse la superficie de la abertura
de salida q2 y/o el caudal de aire Q para el caso
de ventilación forzada.
TRANSFORMACIÓN DE CORRIENTE

Área de transformación de corriente:
En esta área se produce una atmósfera potencialmente explosiva por calentamiento del aceite de
refrigeración de los transformadores. La temperatura por la cual se produce evaporación de
hidrocarburos del aceite es normalmente alrededor de 200 ºC.
Por ello, es primordial la ventilación de los lugares donde este situado un transformador de corriente
y las conexiones eléctricas necesarias para evitar la electricidad estática.
Para un dimensionado de la superficie mínima necesaria para la ventilación natural, se calcula
mediante la siguiente ecuación:
Wcu + Wfe
Sr = --------------------------------------0,24 * K* √ h * ∆t3
Wcu = Perdidas de cortocircuito del transformador
Wfe = Perdidas en vació del transformador
h = Distancia vertical entre centros de rejas = 2 m
∆t = Diferencia de temperatura del aire entre la entrada y salida = 15 ºC.
K = Coeficiente en función de la reja de entrada de aire, valor como 0,6
Sr = Superficie mínima de la reja de entrada del transformador
En el caso, de transformadores situados en locales cerrados se debe adecuar una ventilación
forzada de las mismas características de las renovaciones de ventilación natural y conseguir una
disponibilidad de ventilación buena o muy buena.
No se debe situar un transformador en una zona clasificada como peligrosa por la presencia de una
atmósfera explosiva independiente al propio transformador.
Las acciones que se puedan realizar en un transformador y que puedan poner en riesgo la seguridad
y salud de las personas estarán definidas por el RD 641/2001 por las disposiciones mínimas de
protección de la seguridad y salud de los trabajadores frente al riesgo eléctrico.
MODELOS DE TRANSFORMADORES
DE SALIDA
MODELOS DE TRANSFORMADORES
DE SALIDA
MODELOS DE TRANSFORMADORES
DE SALIDA
MODELOS DE TRANSFORMADORES
DE SALIDA
MODELOS DE TRANSFORMADORES
DE ENTRADA
TRANSFORMADOR
VENTILADOR DEL
TRANSFORMADOR
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
PROTECCION CONTRA INCENDIOS
PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS
DE LOS CT
-
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 y su posible propagación a locales
colindantes si los hay.
Esta
protección
huelga
cuando
los
transformadores son del tipo seco aislados con
resinas incombustibles.
Entran en consideración dos sistemas o niveles
de protección contra incendios:
Un primer nivel denominado «pasivo», de
aplicación general en todos los casos.
PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS
DE LOS CT
- Un segundo nivel denominado «activo»,
que refuerza y complementa el anterior,
de aplicación obligatoria a partir de ciertas
cantidades de aceite.
Sistema «pasivo»
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).
PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS
DE LOS CT
– 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.
PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS
DE LOS CT
-
Los pozos colectores de recogida de aceite
deben de tener capacidad para la totalidad del
aceite
del
transformador.
La
entrada
(embocadura) al pozo colector debe de quedar
debajo del transformador, y estar equipada con
un dispositivo cortafuegos (apagallamas), cuyas
dos ejecuciones más frecuentes son:
Soporte horizontal metálico de chapa ranurada o
de reja, que cubre la superficie de la
embocadura colectora. Encima del mismo una
capa de piedras de tamaño parecido al de las
utilizadas para las vías de ferrocarril.
PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS
DE LOS CT
-
Esta capa de piedras actúa como laberinto
apagallamas al paso del aceite ardiendo,
además de enfriarlo enérgicamente, al absorber
las piedras junto con su soporte metálico el
calor del aceite inflamado.
La otra ejecución consiste en dos rejillas
metálicas cortafuegos también horizontales que
cubren la superficie de la embocadura
colectora, situadas una encima de la otra
separadas aprox. 25 mm colocadas de manera
que los huecos de las rejillas no coincidan en
línea recta a fin de aumentar el recorrido del
aceite.
PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS
DE LOS CT
Dichas rejillas metálicas construidas con pletina
de acero formando un entramado con huecos
de 10 mm de luz y altura de 25 mm.
Estas rejillas actúan como eficaces apagallamas
cortafuegos. En efecto, como es sabido, al
intercalar una rejilla metálica en una llama, ésta
queda cortada no propagándose al otro lado,
gracias a la elevada conductividad calorífica del
metal que constituye la rejilla (normalmente
acero).
En las figuras se representa una disposición tipo
del pozo colector de aceite, con las rejillas
cortafuegos o bien la capa de piedras.
PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS DE LOS CT
PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS DE LOS CT
PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS
DE LOS CT
Sistema «activo»
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.
PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS
DE LOS 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:
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,
PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS
DE LOS CT
–
Separación de la celda del transformador del
resto de la instalación del CT.
Por tanto, al proyectar la instalación interior de
un CT que tenga que estar dotado de sistema
de protección activa contra incendios, deberán
tenerse en cuenta estas separaciones interiores
entre el o los transformadores y el resto del CT,
y asimismo prever los espacios necesarios para
el equipo de extinción, en especial los
recipientes del agente extintor.
PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS
DE LOS CT
El equipo automático de extinción de
incendios, deberá responder a los tipos
especificados en las Normas Básicas de
Edificios NBE-CPI-82.
En la tabla se especifican los tipos de
agente extintor que pueden entrar en
consideración para el caso de CT MT/BT.
PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS
DE LOS CT
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
PROTECCION CONTRA SOBRETENSIONES
Protección contra sobretensiones
Sobretensiones. Aislamiento:
Tipos de 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, éstos en redes con el neutro aislado o conectado
a tierra a través de una impedancia («neutro impedante»).
De origen externo al sistema, debidas a causas atmosféricas, sobretensiones
electrostáticas y rayos.
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. Responden pues a la fórmula general ΔU = kUs, siendo ΔU la
sobretensión, Us la tensión de servicio y k el coeficiente de sobretensión.
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.
En el cuadro de la figura 88 se resumen los tipos de sobretensiones, su valor,
duración, etc.
Se denomina «Nivel de Aislamiento» (NA) de un elemento eléctrico, a su
aptitud para soportar una sobretensión, sin deteriorarse.
Nivel de aislamiento
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 figura 89
(simplificada). Se denomina onda 1,2/50 µs.
Descripción de los pararrayos de protección
El tipo actual es el de Óxido de Zinc (OZn) según la figura 91.
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). Una vez desaparecida la sobretensión
el pararrayos recupera su resistencia inicial del orden de MΩ.
En la figura 92 se representa (simplificada) la forma de la onda de corriente de
descarga que se utiliza para el ensayo de pararrayos. Se denomina onda 8/20
µs.
Durante el paso de la corriente de descarga por el pararrayos, se genera en
su interior una energía calorífica por efecto Joule (W = I²Rt) que el
pararrayos debe poder soportar sin deteriorarse. Esto determina su límite de
utilización.
Estos pararrayos se fabrican para corrientes de descarga de 5 kA, 10 kA y
20 kA. Para los CT de MT/BT normalmente se utilizan los de 5 kA, salvo en
zonas de gran intensidad de tormentas y rayos, en donde se utilizan los de
10 kA.
Asimismo, durante el paso de la corriente por el pararrayos, aparece entre
sus bornes una diferencia de tensión Ur = IdR, siendo R la resistencia que
presenta el pararrayos en el momento de la corriente de descarga Id. Esta
diferencia de tensión Ur se denomina tensión residual y es del orden de kV,
puesto que R es del orden de ohmios e Id del orden de kA.
Como sea que el pararrayos, tiene sus bornes conectados a la línea y a
tierra esta tensión residual aparece entre estos puntos y queda aplicada al
aislamiento entre fase y tierra (masa) de todos los aparatos conectados a la
línea donde está conectado este pararrayos. Ver figura 93, esquemática.
Esta tensión residual constituye el denominado «Nivel de protección» (NP)
que proporciona el pararrayos a los aparatos que protege, pues es la
máxima tensión que puede quedar aplicada al aislamiento a masa de los
mismos.
Esta tensión residual o nivel de protección NP, debe ser inferior a la tensión
de prueba a impulso tipo rayo, 1,2/50 µs del aparato protegido, que define
su nivel de aislamiento (NA).
La diferencia entre los dos niveles NA-NP es pues el margen de seguridad
del aparato o la instalación.
En la tabla de la figura 94 se indica el valor mínimo admisible para la
relación NA/NP en función de la tensión nominal del aparato o la
instalación.
En el ejemplo anterior de coordinación de aislamiento:
Tensión nominal 24 kV, tensión de ensayo a impulso 1,2/50 µs, 125 kV. El valor
de la tensión residual del pararrayos (NP) máximo admisible sería 125/1,4 = 89
kV.
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 figura 95, las características de un
pararrayos para redes de 20 kV.
Instalaciones de puesta a tierra
La circulación de la corriente eléctrica por el suelo:
Los terrenos tienen diferente resistividad eléctrica r según su naturaleza y
contenido de humedad. Esta resistividad varia entre amplios márgenes y es
mucho más elevada que la de los metales y el carbono. En este sentido puede
decirse que la tierra es, en general, un mal conductor eléctrico.
Ahora bien, cuando una corriente circula por el terreno, la sección de paso S
puede ser tan grande, que a pesar de que su resistividad (resistencia
específica) r sea elevada, la resistencia R = r l/S puede llegar a ser
despreciable.
La resistividad r de los terrenos, se expresa en Ohms por m² de sección y
metro de longitud, por tanto en Ω.m²/m = W.m («Ohms metro»). En efecto la
sección de paso de la corriente puede ser del orden de m².
La resistividad así expresada corresponde a la resistencia entre dos caras
opuestas de un cubo de un metro de arista (figura 58). Si bien, cuando la
corriente ha penetrado en el terreno éste presenta una resistencia R
despreciable debido a la gran sección de paso, no sucede lo mismo en el
punto de paso de la corriente del electrodo al terreno, pues aquí la superficie
de contacto entre ambos está limitada según la forma configuración y
dimensiones del electrodo.
CENTROS DE TRANSFORMACIÓN
INSTALACIONES PUESTA A TIERRA
En la tabla figura 59 se indican las resistencias R de
los varios tipos de electrodos más usuales, en función
de sus dimensiones y de la resistividad ρt del terreno.
Asimismo en la tabla figura 60 están indicados los valores medios de la
resistividad de diversos tipos de terreno.
En los reglamentos de AT (MIE-RAT) y de BT (MIE-RBT) figura una tabla de
resistividades de terrenos más pormenorizada que la anterior. En la realidad
práctica, estas tablas son poco útiles para el cálculo de los sistemas de toma
de tierra de los CT puesto que:
- para cada tipo de terreno de los especificados, el margen de valores es muy
amplio (1 a 2, 1 a 5, 1 a 10), de tal manera que aún tomando un valor medio
el margen posible de incertidumbre en más o en menos es excesivo,
- en estas tablas no figuran los terrenos formados por materiales procedentes
de derribos, tierras mezcladas y/o sobrepuestas, tierras de relleno, antiguos
vertederos recubiertos, tierras procedentes de obras de excavación, etc. Estos
casos son cada vez más frecuentes.
Cuando se trata de CT MT/BT de hasta 30 kV y corriente de cortocircuito hasta
16 kA, el MIE-RAT 13 no exige determinación previa de la resistividad del
terreno y admite que se haga solamente por examen visual del mismo y
aplicación de las citadas tablas.
No obstante siguiendo la razonable recomendación de UNESA, cuando ha de
proyectarse un CT es aconsejable efectuar una medición previa de la
resistividad del terreno. Es una medición relativamente fácil; (existen en el
mercado aparatos para ello); y de coste pequeño en relación con el coste total
del CT.
Con esta determinación previa de la resistividad del terreno, se reduce mucho
la eventualidad de tener que introducir a posteriori modificaciones siempre
incómodas y de coste imprevisible.
Para esta medición de r el procedimiento más utilizado y recomendado es
el método de Wenner. Se dispondrán cuatro sondas alineadas a intervalos
iguales, simétricas respecto al punto en donde se desea medir la
resistividad del terreno. La profundidad de estas sondas no es preciso que
sobrepase los 30 cm. La separación entre las sondas (a) permite conocer la
resistividad media del terreno entre su superficie y una profundidad h,
aproximadamente igual a la profundidad máxima a la que se instalará el
electrodo (figura 61).
En la tabla de la figura 62 se recogen los valores del coeficiente K = 2∏a,
que junto con la lectura del aparato (r) determina la resistividad media ρh
del terreno en la franja comprendida entre la superficie y la profundidad h
=3/4a
Paso de la corriente por el terreno:
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 la figura 63 se representa este paso, en el caso de una pica vertical.
Una vez ya en el terreno, la corriente se va difundiendo por el mismo.
Con terrenos de resistividad ρt homogénea puede idealizarse este paso
suponiendo el terreno formado por capas concéntricas alrededor del
electrodo, todas del mismo espesor L.
La corriente va pasando sucesivamente de una capa a la siguiente.
Véase que cada vez la superficie de paso es mayor, y por tanto la
resistencia R de cada capa va siendo cada vez menor, hasta llegar a
ser despreciable.
La resistencia de cada capa es R = ρ L/S.
Estas resistencias se suman, pues están en serie:
ρt (L/S1 + L/S2 + L/S3...... L/Sn).
Si se multiplican estas resistencia por el valor I de la corriente se
tendrá la caída de tensión U = IR en cada una de las sucesivas capas
concéntricas. Al ser la resistencia R cada vez menor, también lo será
la caída de tensión hasta hacerse despreciable.
Fig. 63: Paso de la corriente al terreno.
En consecuencia, el valor de la tensión U en cada punto del terreno, en función de su
distancia del electrodo, será según la curva representada en la figura 64.
Esta curva es válida para todas las direcciones con origen en el electrodo.
Geométricamente se trata del corte de una figura de revolución cuyo eje es el electrodo.
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. Véase
que para una misma distancia entre estos dos puntos la diferencia de tensión será
máxima cuando ambos puntos estén en un mismo «radio» o sea semirrecta con origen
en el electrodo. A efectos de seguridad, se considera siempre este caso que da el valor
máximo.
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, incluyendo
un cierto margen de seguridad.
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 (en la práctica lo más
probable es que sea una mano).
En la figura 65 se representa esta posibilidad.
La peligrosidad de la tensión de contacto es superior a la de la
tensión de paso, pues si bien ambas pueden producir un paso de
corriente por la persona, el debido a la tensión de contacto tiene un
recorrido por el organismo que puede afectar órganos más vitales.
Por ejemplo, un recorrido mano-pies puede afectar al corazón,
pulmones, extensa parte del tejido nervioso, etc.
Por este motivo las tensiones de contacto máximas admisibles en
función del tiempo, son según el MIE-RAT 13, diez veces inferiores
que las de paso (figura 66).
Tensiones máximas aplicables al cuerpo humano según MIERAT 13:
Hay que distinguir entre estos valores máximos aplicables al cuerpo
humano Vca y Vpa y las tensiones de contacto Vc de paso Vp que puede
aparecer en el terreno.
Las tensiones Vca y Vpa, son la parte de Vc y Vp que resultan aplicadas al
cuerpo humano y que no deben sobrepasar los valores máximos antes
indicados.
Estas tensiones Vc y Vp se calculan con las fórmulas siguientes:
Siendo ρs la resistividad superficial del terreno expresada en Ω.m, y Vp y
Vc en voltios.
En la figura 67 están representados los circuitos equivalentes, y la
deducción de las fórmulas anteriores a partir de los mismos. Ambos
responden a las siguientes simplificaciones:
Resistencia del cuerpo humano RH = 1000 Ω, se desprecia la
resistencia del calzado.
Cada pie humano se ha asimilado a un electrodo en forma de placa
metálica de 200 cm², que ejerce sobre el terreno una fuerza mínima
de 250 N, lo que representa una resistencia de contacto con el
suelo evaluada en 3ρs, o sea Rs = 3ρs (Rs en Ω).
Para la resistividad superficial ρs puede tomarse el valor ρH,
obtenido en la medición efectuada por el método de Wenner antes
explicado.
En el caso de la tensión de paso, puede suceder que la resistividad
superficial sea diferente para cada pie.
Esto es habitual en el acceso a un CT cuando un pie está en el
pavimento del umbral y el otro en el terreno sin edificar. En este
caso, la fórmula de la tensión de paso es:
en la que ρ s y ρ’s son las resistividades superficiales del terreno
sobre el que se apoya cada pie.
Para el pavimento de cemento, hormigón o similar puede tomarse una
resistividad ρs = 3 000 W.m.
A esta tensión se la denomina «tensión de paso de acceso».
Se denomina «tensión de defecto» Ud a la tensión que parece entre el
electrodo de puesta a tierra y un punto del terreno a potencial cero,
cuando hay un paso de corriente de defecto Id por el electrodo a tierra.
Cuando en la parte de Media Tensión del CT se produce un
cortocircuito unipolar
Fase-tierra el circuito de la corriente de defecto Id, es el representado
en la figura 68.
Por tanto la tensión de defecto es Ud = Id.Rt que se mantiene en tanto
circule la corriente Id.
Nota: Según se explica en el anexo «La puesta a tierra del neutro de
MT», el secundario MT de los transformadores AT/MT de las
estaciones receptores que alimentan los CT MT/BT, acostumbra a
estar conectado en triángulo, por lo cual, hay instalada una bobina
para la formación del punto neutro.
Ahora bien, para simplificar la representación del circuito de esta
corriente de defecto y facilitar al lector su entendimiento, en esta
figura 68 se ha representado el secundario MT conectado en estrella.
Diseño de la instalación de puesta a tierra de
un CT MT/BT
Procedimiento UNESA
El procedimiento recomendado, es el propuesto por UNESA en su
publicación: «Método de cálculo y proyecto de instalaciones de puesta
a tierra para centro de transformación de tercera categoría».
Este procedimiento, refrendado por el Ministerio de Industria y
Energía, se basa en el método de Howe.
Consiste en elegir para el, o los, electrodos de puesta a tierra una de
las «configuraciones tipo» que figuran en la mencionada publicación.
Para cada una de estas configuraciones tipo, se indican unos factores
llamados «valores unitarios», en base a los cuales, a la resistividad r
del terreno y a la corriente de defecto fase-tierra Id, se puede calcular
la resistencia Rt del electrodo de puesta a tierra y las tensiones de
paso y contacto.
Para el proyecto de un CT de MT/BT, es aconsejable disponer de esta
publicación. Por otra parte, existen programas de cálculo por
ordenador basados en este procedimiento, del cual, se hace a
continuación una exposición resumida.
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
Según MIE-RAT 13, en principio, hay que considerar dos sistemas
de puesta a tierra diferentes:
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.
Por tanto:
– 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.
En general pues, todos aquellos elementos metálicos que
contengan y/o soporten partes en tensión, las cuales, por un fallo o
contorneo de su aislamiento, a masa, puedan transmitirles tensión.
En este método UNESA, 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.
Puesta a tierra de servicio
Se conectan a esta puesta a tierra, puntos o elementos que forman parte de los circuitos
eléctricos de MT y de BT. Concretamente:
–
–
–
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. (Ver anexo A6 «Regímenes de neutro»),
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.
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.
En la figura 69 se relaciona el índice general de estas configuraciones tipo.
Nota: Se entiende por electrodo de puesta a tierra, el conjunto formado por
los conductores horizontales y las picas verticales (si las hay), todo ello
enterrado.
Los valores que se indican en las tablas corresponden a electrodos con picas
de 14 mm de diámetro y conductor de cobre desnudo de 50 mm2 de sección.
Para otros diámetros de pica y otras secciones de conductor, de los
empleados en la práctica, pueden utilizarse igualmente estas tablas, ya que
estas magnitudes no afectan prácticamente al comportamiento del electrodo.
Las dimensiones seleccionadas corresponden a los tipos más usuales de
locales para CT, considerando la posibilidad de aprovechar la excavación
necesaria para la cimentación del local, para instalar un conductor en el fondo
de la zanja de cimentación, siguiendo por tanto el perímetro del CT. Este
conductor al que, en caso necesario, se conectarán picas, constituye el
electrodo. En casos en que sea problemático realizar este tipo de electrodo
(subsuelo ocupado) puede recurrirse a la colocación de un electrodo
longitudinal con picas exteriores en hilera.
No resulta problemático el caso de que se quiera construir un electrodo cuya
geometríano coincida exactamente con la de ninguno de los electrodos tipo
de las tablas. Basta con seleccionar el electrodo tipo de medidas
inmediatamente inferiores, con la seguridad de que si la resistencia de puesta
a tierra y las tensiones de paso y contacto de este último cumplen las
condiciones establecidas en la MIE-RAT 13, con mayor razón las cumplirá el
electrodo real a construir, pues al ser de mayores dimensiones, presentará
una menor resistencia de puesta a tierra y una mejor disipación de las
corrientes de defecto.
Cuando se trata de CT exteriores, o sea en edificio (caseta) exclusivo para el
CT, las configuraciones cuadradas o rectangulares es decir perimetrales, son
muy adecuadas.
Cuando se trata de un CT interior o sea formando parte de una edificación
mayor alimentada por dicho CT, en muchas ocasiones hay que recurrir a las
configuraciones longitudinales paralelas al frente de acceso al CT.
Mallazo interior:
En el suelo del CT, se instalará un mallazo electrosoldado, con redondos de
diámetro no inferior a 4 mm formando una retícula no superior a 0,3 x 0,3
m, embebido en el suelo de hormigón del Centro de Transformación a una
profundidad de 0,10 m. Este mallazo se conectará como mínimo en dos
puntos, preferentemente opuestos, al electrodo de puesta a tierra de
protección del Centro de Transformación (figura 70).
Todas las partes metálicas interiores del CT que deben conectarse a la puesta a
tierra de protección (cajas de los transformadores, cabinas, armarios, soportes,
bastidores, carcasas, pantallas de los cables, etc.), se conectarán a este
mallazo.
Las puertas y rejillas metálicas que den al exterior del centro no tendrán
contacto eléctrico con masas conductoras susceptibles de quedar sometidas a
tensión debido a defectos o averías. Por tanto, no se conectarán a este mallazo
interior.
Con esta disposición de mallazo interior, se obtiene una equipotencialidad entre
todas las partes metálicas susceptibles de adquirir tensión, por avería o defecto
de aislamiento, entre sí y con el suelo.
Por tanto, no pueden aparecer tensiones de paso ni de contacto en el interior
del CT.
Para los centros de transformación sobre poste, se aplica una solución análoga.
Para controlar la tensión de contacto se colocará una losa de hormigón de
espesor no inferior a 20 cm que cubra, como mínimo, hasta 1,20 m de las
aristas exteriores de la cimentación de los apoyos. Dentro de la losa y hasta 1 m
de las aristas exteriores de la cimentación del apoyo, se dispondrá un mallazo
electrosoldado de construcción con redondos de diámetro no inferior a 4 mm
formando una retícula no superior a 0,30 x 0,30 m. Este mallazo se conectará a
la puesta a tierra de protección del centro al menos en 2 puntos
preferentemente opuestos, y quedará recubierto por un espesor de hormigón no
inferior a 10 cm (figura 71). El poste, la caja del transformador, los soportes,
etc., se conectarán a este mallazo.
Con esta medida se consigue que la persona que deba acceder a una parte
que, de forma eventual, pueda ponerse en tensión, esté situada sobre una
superficie equipotencial, con lo que desaparece el riesgo inherente a la tensión
de contacto y de paso interior.
El proyectista podrá justificar otras medidas equivalentes.
Corriente máxima de cortocircuito unipolar fase-tierra,
en la parte de MT del CT
En redes de MT con el neutro aislado, la intensidad de defecto a tierra es la corriente
capacitiva de la red respecto a tierra, directamente proporcional a la longitud de la red.
Para el cálculo de la corriente máxima a tierra, en una red con neutro aislado, se aplicará
la fórmula (formula 4):
siendo:
Id: corriente de defecto máxima (A),
U: tensión compuesta de la red (V),
Ca: capacidad homopolar de la línea aérea (F/km),
La: longitud total de las líneas aéreas de MT subsidiarias de la misma transformación
AT/MT (km),
Cc: capacidad homopolar de los cables MT subterráneos (F/km),
Lc: longitud total de los cables subterráneos de MT subsidiarios de la misma
transformación AT/MT (km),
Rt: resistencia de la puesta a tierra de protección del centro de transformación (Ω), w:
pulsación de la corriente (2∏f).
Salvo que el proyectista justifique otros valores, se considerará para las capacidades de
la red aérea y subterránea, respectivamente, los siguientes valores:
Ca: 0,006 µF/km,
Cc: 0,25 µF/km,
los cuales corresponden a los conductores de las secciones más utilizadas normalmente,
con tensiones nominales de 20 kV.
En redes de MT con el neutro conectado a tierra a través de una impedancia, la intensidad
de defecto a tierra, es inversamente proporcional a la impedancia del circuito que debe
recorrer. Como caso más desfavorable, y para simplificar los cálculos (salvo que el
proyectista justifique otros aspectos) sólo se considerará la impedancia de la puesta a
tierra ZE (figura 68) del neutro MT, y la resistencia Rt del electrodo de puesta a tierra en
el CT.
Esto supone estimar nula la impedancia homopolar de las líneas aéreas y los cables
subterráneos. Con ello, los valores de Id calculados resultan algo superiores a los reales,
lo cual es admisible por cuanto representa un cierto margen de seguridad.
Para el cálculo, se utilizará, salvo justificación, la siguiente expresión (formula 5):
Siendo:
Id: Intensidad máxima de defecto a tierra, en el centro considerado, en A,
U: Tensión compuesta de servicio de la red, en V,
Rn: Resistencia de la puesta a tierra del neutro de la red MT, en Ω,
Rt: Resistencia de la puesta a tierra de protección del CT, en Ω,
Xn: Reactancia de la puesta a tierra del neutro de red MT, en Ω.
Los valores de Rn y Xn son característicos de cada red y son valores que debe
dar la empresa suministradora de energía.
Nota: En algunas compañías distribuidoras, se sigue el criterio de hacer la
resistencia Rn de valor despreciable frente a la reactancia Xn, o sea ZE ≈ Xn.
Puede suceder que la compañía suministradora, en lugar de Xn y Rn indique
solamente el valor máximo de la corriente de cortocircuito unipolar fase-tierra
en el origen de la línea MT que alimenta el CT.
En este caso, cabe considerar que la impedancia ZE es prácticamente sólo
reactiva (ZE ≈ Xn y Rn ≈ 0) y calcular su valor mediante la (fórmula 6):
Siendo:
Un: la tensión de alimentación MT, valor eficaz entre fases, en V,
Idm: la intensidad de defecto máxima en el origen de la línea MT, en A.
Una vez obtenido, el valor de Xn se incorpora en la fórmula (5) para el cálculo
de Id, considerando Rn ≈ 0.
Sobretensiones admisibles en la parte de BT de los CT
Al producirse un defecto de aislamiento en la parte de MT del CT, la tensión de defecto
Ud = Id Rt que aparece, resulta aplicada también a las envolventes y soportes de los
elementos de BT, puesto que también están conectados a la puesta a tierra de
protección.
Por tanto, durante el paso de la corriente de defecto Id, aparece una sobretensión Ud
entre dichas envolventes y soportes y los elementos de BT que contienen o soportan.
Básicamente son:
– entre caja del transformador y el secundario BT del mismo,
– entre armario de BT y los aparatos y conexiones que haya en su interior.
Por tanto los elementos de BT del CT deben poder soportar esta tensión de defecto Ud
= Id Rt sin deteriorarse. Debe de cumplirse pues la condición:
UBT > Ud
siendo:
UBT: la tensión en V entre fases y masa soportada (tensión de ensayo) por los
elementos de BT del CT. Se trata de un tensión de frecuencia industrial (50 Hz) aplicada
durante 1 minuto,
Ud: tensión de defecto, en V,
Rt: resistencia del electrodo, de puesta a tierra, en W,
Id: intensidad de defecto, en A.
Para las partes de BT de los CT, las tensiones de ensayo UBT entre fases y masa, a 50
Hz, 1 minuto, normalizadas, son de 4 000, 6 000, 8 000 y 10 000 V.
La recomendada por UNESA, es de 10 000 V.
Aspectos a tener en cuenta en el diseño de los
electrodos de puesta a tierra
A.- Seguridad de las personas en lo concerniente a las tensiones de
paso y contacto
Según antes explicado, con la instalación del mallazo equipotencial en
el suelo del CT, no pueden aparecer tensiones de paso y contacto en
el interior del mismo.
Queda pues a considerar solamente las tensiones de paso y contacto
exteriores. Para ellas, en este método UNESA se indica lo siguiente:
– con el mencionado mallazo equipotencial conectado al electrodo de
tierra, la tensión de paso de acceso es equivalente al valor de la
tensión de contacto exterior máxima,
– para el caso de electrodos longitudinales con picas exteriores,
colocados frente a los accesos al CT paralelos a su fachada, no debe
considerarse la tensión de paso de acceso y contacto exterior.
Por el contrario si el electrodo se ubica lejos de los accesos al CT,
deberá considerarse como tensión de paso de acceso y contacto
exterior, la tensión de defecto Ud = Id Rt.
La condición es que las tensiones máximas calculadas para el
electrodo elegido, deben Centros de Transformación MT/BT / p. 55 ser
iguales o inferiores a las máximas admisibles en la instalación, tal
como se detalla en la tabla de la figura 72.
B.- Protección del material
La condición es que el nivel de aislamiento del equipo de BT del CT, sea igual o
superior a la tensión de defecto, o sea:
UBT ≥ Id Rt.
C.- Valor de la intensidad de defecto Id suficiente para hacer actuar los
relés de protección y asegurar la eliminación de la falta
En la práctica, este aspecto es a definir por la Compañía Suministradora, pues
concierne al ajuste y sensibilidad de los relés de protección instalados en la
cabecera de las líneas de distribución en MT que salen de sus estaciones
receptoras AT/MT.
Parámetros característicos de las
configuraciones tipo
- Son los denominados «valores unitarios».
- En las configuraciones cuadradas o rectangulares son:
– Para el cálculo de la resistencia Rt del electrodo de tierra Kr
– Para el cálculo de la tensión de paso exterior máxima Kp
– Para el cálculo de tensión de acceso y contacto exterior
máximas Kc = Kp(acc)
- En las configuraciones longitudinales son:
– Para el cálculo de la resistencia Rt del electrodo de tierra Kr
– Para el cálculo de la tensión de paso exterior máxima Kp
Procedimiento de cálculo
- Datos de partida, a facilitar por la compañía suministradora:
– Tensión de alimentación,
– Neutro de MT aislado o bien conectado a tierra a través de impedancia ZE.
- En el caso de neutro aislado:
– Longitud total de las líneas de MT subsidiarias de la misma transformación AT/MT, en km.
Es el valor La de la fórmula (4).
– Longitud total de los cables subterráneos MT subsidiarios de la misma transformación
AT/MT, en km. Es el valor Lc de la fórmula (4).
- En el caso de neutro conectado a tierra a través de impedancia ZE:
– Valor de la impedancia ZE desglosada en reactancia Xn y resistencia Rn,
– o bien, como dato alternativo, menos preciso pero hasta cierto punto suficiente, la
intensidad máxima de cortocircuito unipolar fase-tierra, en el origen de la línea de MT
que alimenta el CT.
– Duración de la corriente de falta, hasta su eliminación por la acción de las protecciones. En
la práctica, es frecuente que indiquen valores del orden de 1 segundo.
- Dato obtenido por medición:
– Resistividad r del terreno, en W.m.
Orden de los cálculos
1
Elección de una configuración tipo por parte del proyectista.
2
Cálculo de la resistencia del electrodo elegido Rt = Kr . ρ (Ω).
3
Cálculo de la intensidad de defecto Id, mediante la fórmula (4) para caso de neutro aislado
y mediante la (5) o bien (6) y (5) para neutro puesto a tierra a través de impedancia.
4
Cálculo de la tensión de defecto en el CT:
Ud = Id . Rt.
5
–
–
En todas las configuraciones:
cálculo de la tensión admisible de paso exterior mediante la fórmula (1),
además, en las configuraciones cuadradas o rectangulares, cálculo de la tensión
admisible de paso de acceso y contacto exterior, mediante la fórmula (3).
6
–
–
A partir de los «valores unitarios» correspondientes a la configuración elegida:
cálculo de la tensión de paso exterior Up = Kp . r . Id (V),
cálculo de la tensión de paso de acceso y contacto exterior (caso de configuraciones
cuadradas y rectangulares)
Up(acc) = Kp(acc) . r . Id (V),
para el caso de electrodos alejados del CT, la tensión de paso de acceso y contacto
exterior es Up(acc) = Ud = Rt . Id (V).
–
7
Comprobación de que estos valores obtenidos de Up y Uacc son iguales o inferiores a los
calculados mediante las fórmulas (1) y (3), y en el caso de electrodo alejado del CT, que
Uacc sea igual o inferior a la tensión de defecto Ud, o sea Uacc ≈ Id . Rt.
8 Comprobación de que el valor de la tensión de defecto
Ud es igual o inferior al nivel de aislamiento (tensión de
ensayo) UBT del equipo de BT del CT.
9 Si alguna de estas condiciones 7 u 8 no se cumple, hay
que elegir una nueva configuración más dimensionada
(más picas, picas más largas, mayor profundidad de
enterramiento), que dé valores de Kr, Kp y Kacc más
bajos.
A continuación se especifican 3 ejemplos numéricos.
En los tres:
– Para la fórmula (3), tensión de paso de acceso, la
resistividad del hormigón es r = 3 000 W.m.
– El nivel de aislamiento (tensión de ensayo) de los
elementos de BT en el CT, es de 10 000 V, según
recomienda UNESA.
Ejemplos
Ejemplo nº 1
- Datos:
Tensión de alimentación: 26 400 V.
Neutro puesto a tierra a través de impedancia Zn de Xn = 22,4 W y Rn = 12 W.
Duración del paso de corriente: 1 segundo.
Resistividad del terreno: r = 200 W.m.
CT en edificio propio.
- Cálculos:
1 Se elige un electrodo de configuración en rectángulo de 7 x 4 m (figura 74).
Concretamente: profundidad de enterramiento: 0,5 m; 4 picas de 2 m.
Valores unitarios: Kr = 0, 076; Kp = 0,0165; Kp(acc) = 0,0362.
2 Resistencia del electrodo: Rt = 0,076 x 200 = 15,2 W.
3 Intensidad máxima de defecto en el CT:
Tensión de defecto: Ud = 15,2 x 432,65 = 6 576 V.
5 Tensión de paso exterior admisible (fórmula 1):
4
Tensión de paso de acceso y contacto exterior admisible (fórmula 3):
6 Tensión de paso calculada: Up = 0,0165 x 200 x 432,65 = 1 427,77 V.
Tensión de paso de acceso y contacto exterior calculada:
Uacc = 0,036 2 x 200 x 432,65 = 3 132,38 V.
Comprobación:
Tensión de paso calculada: 1 427,77 < 1 727 V.
Tensión de paso de acceso y contacto exterior calculada: 3 132,38 < 8
321 V.
Tensión de defecto: 6 576 < 10 000 V.
Ejemplo nº 2
- Datos:
Tensión de alimentación: 20 000 V.
Neutro conectado a tierra a través de reactancia.
Intensidad máxima de defecto en el origen de la línea: 500 A.
Duración del paso de la corriente de defecto: 1 segundo.
Resistividad del terreno ρ = 300 Ω.m.
CT de interior, formando parte de un edificio mayor.
-
Cálculos:
1
Se elige un electrodo longitudinal, que deberá ubicarse alejado del frente de acceso del CT
(figura 75).
Concretamente, 3 picas de 4 m; separadas entre sí 6 m y enterradas a 0,8 m; longitud total
del electrodo: 12 m.
Valores unitarios: Kr = 0,073; Kp = 0,0087.
Resistencia del electrodo: Rt = 0,073 x 300 = 21,9 Ω.
Intensidad máxima de defecto en el CT:
2
3
Aplicando la fórmula (5):
Tensión de defecto: Ud = 21,9 x 362,8 = 7 945 V.
5 Tensión de paso exterior admisible (fórmula 1):
4
Tensión de paso de acceso y contacto exterior admisible:
6 Tensión de paso calculada: Up = 0,008 7 x 300 x 362,8 = 947 V.
-
Comprobación:
Tensión de paso calculada: 947 V < 2 198 V.
Tensión de paso de acceso y contacto exterior. En este caso:
Uacc = Ud: 7 945 < 8 56,5 V.
Tensión de defecto: 7 945 < 10 000 V.
Ejemplo 3
-
Datos:
Tensión de alimentación: 20 000 V.
Neutro conectado a tierra a través de una impedancia de Xn = 20 Ω y
Rn = 1,5 Ω.
Duración del paso de corriente: 0,9 segundos.
Resistividad del terreno r = 400 Ωm.
CT en edificio propio.
-
Cálculos:
1 Se elige una configuración cuadrada, de 4 x 4 m (figura 73).
Concretamente: 8 picas de 2 m; profundidad 0,8 m.
Valores unitarios: Kr = 0,079; Kp = 0,0130; Kp(acc) = 0,0447.
2 Resistencia del electrodo: Rt = 0,079 x 400 = 31,6 Ω.
3 Intensidad de defecto:
4 Tensión de defecto: Ud = 31,6 x 243 = 7 680 V.
5 Tensión de paso exterior admisible (fórmula 1):
Tensión de paso de acceso y contacto exterior admisible (fórmula
3):
6 Tensión de paso calculada: Up = 0,013 0 x 400 x 243 = 1 263,6 V.
Tensión calculada de paso de acceso y contacto exterior:
Uacc = 0,0447 x 400 x 243 = 4344,8 V.
-
Comprobación:
Tensión de paso calculada: 1 263,6 V < 2720 V.
Tensión de paso de acceso y contacto exterior: 4 344,8 V < 8 960
V.
Tensión de defecto: 7 680 V < 10 000 V.
EJERCICIO DE PUESTA A
TIERRA DE CT
-
-
-
Diseñar la puesta a tierra de una CT como
edificio propio anexado o dentro de un edificio
industrial, datos:
Tensión de alimentación: 22.000 v
Neutro puesto a tierra a través de una
impedancia: Xn = 24,4 Ω Rn = 12 Ω
Utilizando el método Wenner, hemos colocado
la distancia de sondas a 2 metros obteniendo
lecturas de 40 v y una intensidad de 2 A.
Estimamos que la duración de paso es de 0,8 s.
CUADROS ELECTRICOS
PROBLEMAS TÉRMICOS Y GARANTIA DE
FUNCIONAMIENTO
GARANTÍA DE FUNCIONAMIENTO
Y CUADROS ELÉCTRICOS DE BT
FUNCIONALIDAD DE LOS CUADROS:
-
-
La distribución de la energía eléctrica y la
protección de los circuitos,
La protección de las personas,
El control y mando de la instalación.
SEGURIDAD DE FUNCIONAMIENTO:
-
-
probabilidad, muy baja, de averías (fiabilidad)
Ausencia de fallos peligrosos (seguridad),
El mayor tiempo posible de funcionamiento correcto
(disponibilidad),
Reparación rápida (mantenibilidad),
GARANTÍA DE FUNCIONAMIENTO
Y CUADROS ELÉCTRICOS DE BT

LA GARANTÍA FUNCIONAL DEL CUADRO
El dominio de las transferencias térmicas dentro de
un cuadro permite tener la seguridad de que no se
alcanzarán las temperaturas límite en materiales
instalados. Este problema se resuelve con la mejora
de la ventilación y, eventualmente con la selección
técnica de la aparamenta.
Características de los cuadros BT:
-
las conexiones de potencia
las resistencias mecánica y térmica al cortocircuito,
la instalación de control-mando,
la seguridad
GARANTÍA DE FUNCIONAMIENTO
Y CUADROS ELÉCTRICOS DE BT

SEGURIDAD EN FUNCIÓN DE LA NECESIDAD:
-
Características de la garantía de funcionamiento:
La fiabilidad
Las disponibilidad
La mantenibilidad
La seguridad
-
La seguridad de funcionamiento aplicada a los
conjuntos o instalaciones:
Expresión y análisis de las necesidades.
Análisis funcional.
GARANTÍA DE FUNCIONAMIENTO
Y CUADROS ELÉCTRICOS DE BT

CONCEPTOS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL:
- El esquema (acometida, utilización final,
esquema de conexión del neutro),
- Las conexiones,
- Los arcos eléctricos,
- Los “tipos de cuadro” (forma, conexiones,
aparamenta fija o seccionable, IP …),
- Las salidas a motor en rack extraíble,
- Los elementos auxiliares de mando y control.
a) Distribución de la no-disponibilidad en la salida
5%
50%
45%
Fallo de entrada: 98%
debidos a falta de AT
pública, 2% debidos
a fallos de las redes
MT, aproximadamente
un 0% debido a los
interruptores
automáticos.
Fallos de la
distribución BT y de
los aparatos de
mando y maniobra
Fallos de uso del
terminal o aparato
(cables y motores)
La no-disponibilidad de una entrada puede
representar una parte muy importante de la nodisponibilidad total, aquí, un 50%
b) No-disponibilidad en la salida en función del esquema de
conexión a tierra.
Indisponibilidad
TT
TN
IT
Esquema
de
conexión a tierra
N.B.: en régimen IT, la indisponibilidad se calcula
considerando la reparación obligatoria del primer
defecto

Los tres esquemas de puesta a tierra del neutro son:
- El esquema TT (neutro a tierra y conductor de protección eléctrica a
tierra),
- El esquema TN (neutro a tierra y conductor de protección ecléctica al
neutro);
- El esquema IT (neutro aislado y conductor de protección eléctrica a
tierra)
El esquema de puesta a tierra del neutro tiene influencia sobre la
disponibilidad y la facilidad de mantenimiento por el hecho del corte o no del
circuito al primer defecto (en el caso de los esquemas TN y TT). Además, la
corriente de defecto a tierra depende del esquema de conexión y condiciona
la importancia de los daños ocasionados a la instalación y, sobre todo, a los
receptores.
Esquema
TT
TN
IT
Acción después Desconexión
de un defecto de inmediata
aislamiento
Desconexión
inmediata
-
Importancia de la
corriente de
defecto
(condiciona daos
de la instalación)
Varios
Algunas decenas de
kiloamperios
miliamperios (1º defecto)
(cortocircuito)
Algunas
decenas de
amperio
Prosigue la explotación
- búsqueda del defecto
-Preparación
antes
desconexión
Sector de actividad
Terciario
Industrial
Comercio
Hospitales
Talleres
Fábricas
Cadenas
Fabricación
de
Problema a tratar:
Tipos de
esquemas de
acometida
Exigencias de
explotación
Muchos receptores
móviles y portátiles,
modificaciones
frecuentes de la
alimentación desde
redes públicas.
Continuidad servicio para
ciertos sectores, riesgo de
incendio, utilización de
grupos de emergencia.
Circuitos de tierra
inseguros
(canteras),
alimentación
desde red pública.
Continuidad
servicio para
ciertos sectores,
utilización de
grupos de
emergencia.
Continuidad servicio para la
mayor parte de las
explotaciones. Riesgo de
desperfectos importantes
cuando hay defectos de
aislamiento (motores,
automatismos) riesgo de
incendio.
Esquema de
conexión del
neutro a tierra
propuesto
TT
IT
TT
IT
IT
Numerosos ctos.
Auxiliares,
(máquinasherramientas),
receptores con mal
aislamiento.
Ambiente y/o receptores que favorecen el riesgo de
defecto de aislamiento.
TN
Con red TN
Los problemas térmicos de un cuadro
El control de los fenómenos térmicos es de todos el más importante,
principalmente por tres razones:
-
por la tendencia a instalar el material eléctrico bajo envolventes (seguridad)
que suelen ser de material aislante (poco eficaces para disipar el calor);
-
por la evolución de la aparamenta que integra, cada vez en mayor medida, la
electrónica, cuyas dimensiones se van reduciendo sistemáticamente;
-
por la tendencia a ocupar el volumen del armario al máximo y aumentar el
coeficiente de esponjamiento.
Esto puede ocasionar un problema de calentamiento que se manifestará con
temperaturas, localizadas en diversos puntos de un aparato o de un equipo de
BT, superiores a los valores limite fijados por las normas o dependientes del
comportamiento de ciertos componentes. Un estudio térmico de una
envolvente BT tiene por objetivo principal el determinar la intensidad admisible
para cada aparato, compatible con sus características, teniendo en cuenta su
entorno de funcionamiento.
Causas, efectos y soluciones
La temperatura de un material eléctrico es el resultado:
-
del efecto Joule (P = I2R), es decir, de su resistencia al paso de la corriente,
-
de la temperatura ambiente.
La aparamenta eléctrica se diseña respetando las normas de fabricación que
definen las temperaturas máximas que no deben rebasarse, para la seguridad
de las personas: temperatura de la caja y de los órganos de maniobra,
diferencia máxima de temperatura en los bornes.
Todo ello se verifica por ensayos de certificación de los productos.
En un cuadro eléctrico, el material está sometido a condiciones de empleo muy
diversas y las causas de sobretemperatura son múltiples.
La tabla de la figura 1 presenta las causas principales, sus efectos y las posibles
soluciones.
Todo el problema consiste en asegurarse, en el momento del diseño del cuadro,
de que Todos sus componentes funcionarán en unas condiciones de
temperatura menos severas que las limites previstas en las normas de
construcción. La aparamenta de conexión (interruptores automáticos,
contactores, etc...), deberán poder ser atravesados por la corriente prevista sin
ningún problema.
El otro objetivo de seguridad para las personas y los bienes, no debe
perderse de vista desde las dos condicionantes adicionales:
-
disponibilidad de la energía eléctrica (sin funcionamiento intempestivo o
no funcionamiento),
-
tiempo de vida de los componentes.
En definitiva, el objetivo a alcanzar consiste en prever, con alta
fiabilidad, el estado de funcionamiento térmico del cuadro.
Para conseguirlo, nos apoyaremos en tres tipos de soluciones:
-
la experiencia del cuadrista,
-
los ensayos reales para los cuadros repetitivos,
-
la utilización de programas informáticos con los que es posible
determinar, en función de las características de la envolvente, el par
intensidad-temperatura para cada una de las fuentes de calor
(aparamenta, conductores) (capítulo 4), y todo ello en función de su
posición y de la temperatura del aire que les envuelve. Es evidente que
un programa informático amparado por la experiencia y los ensayos es
muy útil ya que permite estudiar comparativamente las numerosas
configuraciones de instalaciones posibles y optimizar el cuadro a
realizar desde el punto de vista térmico... y del coste.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
–
–
¿Qué es el factor de potencia?
1.1.- Naturaleza de la energía reactiva Cualquier
máquina eléctrica (motor, transformador...)
alimentado en corriente alterna, consume dos
tipos de energía:
la energía activa corresponde a la potencia
activa P medida en kW se transforma
integralmente en energía mecánica (trabajo) y
calor (pérdidas),
la energía reactiva corresponde a la potencia
reactiva Q medida en kVAr; sirve para alimentar
circuitos magnéticos en máquinas eléctricas y es
necesaria para su funcionamiento.
INSTALACIONES ELÉCTRICAS
CORRECCIÓN FACTOR POTENCIA
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
Es
suministrada
por
la
red
o,
preferentemente, por condensadores
previstos para ello.
La red de distribución suministra la
energía aparente que corresponde a la
potencia aparente S, medida en kVA.
La energía aparente se compone
vectorialmente de los 2 tipos de energía:
activa y reactiva.
Recuerde
Las redes eléctricas de corriente altema
suministran dos formas de energía:
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
–
–
–
–
energía activa, transformada en trabajo y
calor,
energía reactiva, utilizada para crear
campos magnéticos.
1.2.- Consumidores de energía reactiva
El consumo de energía reactiva varía
según los receptores.
La proporción de energía reactiva con
relación a la activa varía del:
65 al 75 % para los motores asíncronos,
y del 5 al 10 % para los transformadores.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
Por otra parte, las inductancias (balastos de tubos
fluorescentes), los convertidores estáticos
(rectificadores) consumen también energía
reactiva.
Recuerde
Los receptores utilizan parte de su potencia
aparente en forma de energía reactiva.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
1.3.- Factor de potencia
Definición del factor de potencia
El factor de potencia F de la instalación es el cociente
de la potencia activa (kW) consumida por la
instalación entre la potencia aparente (kVA)
suministrada a la instalación.
Su valor está comprendido entre 0 y 1. Con
frecuencia, el cos ϕ tiene el mismo valor. De hecho, es
el factor de potencia de la componente a frecuencia
industrial (50 Hz) de la energía suministrada por la
red.
Por lo tanto, el cos ϕ no toma en cuenta la potencia
transportada por los armónicos. En la práctica, se
tiende a hablar del cos ϕ.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
Un factor de potencia próximo a 1 indica
un consumo de energía reactiva poco
importante y optimiza el funcionamiento
de una instalación.
El factor de potencia (F) es la proporción
de potencia activa frente la potencia
aparente.
Cuanto más próximo a 1 está, mejor es.
siendo:
P = potencia activa,
S = potencia aparente.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
–
–
1.4.- Medición práctica del factor de potencia
El factor de potencia o cos ϕ se mide:
con el fasímetro que da el valor instantáneo del
cos ϕ,
con el registrador varmétrico que permite
obtener en un periodo determinado (día,
semana...) los valores de intensidad, tensión y
factor de potencia. Las mediciones en un periodo
más largo permiten evaluar mejor el factor de
potencia medio de una instalación.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
1.5.- Valores prácticos del factor de potencia
CORRECCIÓN DE FACTOR DE POTENCIA
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
¿Por qué mejorar el factor de potencia?
2.1.- Reducción del recargo de reactiva en la
factura de electricidad
Dicho coeficiente de recargo se aplica sobre el
importe a pagar por la suma de los conceptos
siguientes:
– término de potencia (potencia contratada),
– término de energía (energía consumida).
La fórmula que determina el coeficiente de
recargo es la siguiente:
Kr = (17 / cos2 ϕ ) -21, obteniéndose los
coeficientes indicados en la tabla de la figura 6.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
2.2.- Optimización técnico-económica de la
instalación
Un buen factor de potencia permite optimizar
técnico y económicamente una instalación.
Evita el sobredimensionamiento de algunos
equipos y mejora su utilización.
Disminución de la sección de los cables
El cuadro indica el aumenta de sección de los
cables motivado por un bajo cos ϕ.
De este modo se ve que cuanto mejor es el
factor de potencia (próximo a 1), menor será la
sección de las cables.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
Disminución de las pérdidas en las líneas
Un buen factor de potencia permite también
una reducción de las pérdidas en las líneas
para una potencia activa constante.
Las pérdidas en vatios (debidas a la
resistencia de los conductores) están,
efectivamente, integradas en el consumo
registrado por las contadores de energía
activa (kWh) y son proporcionales al cuadrado
de la intensidad transportada.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
Reducción de la caída de tensión
La instalación de condensadores permite
reducir, incluso eliminar, la energía reactiva
transportada, y por lo tanto reducir las caídas
de tensión en línea.
Aumento de la potencia disponible
La instalación de condensadores aguas abajo
de un transformador sobrecargado que
alimenta una instalación cuyo factor de
potencia es bajo, y por la tanto malo, permite
aumentar la potencia disponible en el
secundario de dicho transformador.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
De este modo es posible ampliar una
instalación sin tener que cambiar el
transformador.
Esta posibilidad se desarrolla en el
apartado 6.
Recuerde
La mejora del factor de potencia
optimiza el dimensionamiento de los
transformadores y cables. Reduce
también las pérdidas en las líneas y las
caídas de tensión.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
¿Con qué compensar?
Condensadores fijos
Baterías de condensadores
automática
de
regulación
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
La localización de las condensadores BT en
una red eléctrica constituye lo que se
denomina el modo de compensación. La
compensación de una instalación puede
realizarse de distintas maneras.
Esta compensación puede ser global, parcial
(por sectores), o local (individual). En
principio, la compensación ideal es la que
permite producir energía reactiva en el lugar
mismo donde se consume y en una cantidad
que se ajusta a la demanda.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
Unos criterios técnico-económicos determinan
su elección.
Compensación global
Principio
La batería está conectada en cabecera de la
instalación y asegura la compensación del
conjunto
de
la
instalación.
Está
permanentemente en servicio durante la
marcha normal de la fábrica.
Ventajas
– elimina las penalizaciones por consumo
excesivo de energía reactiva,
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
– disminuye la potencia aparente (o de aplicación)
ajustándola a la necesidad real de kW de la
instalación,
– descarga el centro de transformación (potencia
disponible en kW).
Observaciones
– la corriente reactiva está presente en la instalación
desde el nivel 1 hasta los receptores,
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
– las pérdidas por efecto Joule (kWh) en los
cables
situados
aguas
abajo
y
su
dimensionamiento
no
son,
por
tanto,
disminuidos.
Compensación parcial
Principio
La batería está conectada al cuadro de
distribución y suministra energía reactiva a
cada taller o a un grupo de receptores. Se
descarga así gran parte de la instalación, en
particular los cables de alimentación de cada
taller.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
Ventajas
– elimina las penalizaciones por consumo excesivo
de energía reactiva,
– descarga el centro de transformación (potencia
disponible en kW),
– optimiza parte de la red ya que la corriente
reactiva no circula entre los niveles 1 y 2.
Observaciones
– la corriente reactiva está presente en la
instalación desde el nivel 2 hasta los
receptores,
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
–
las pérdidas por efecto Joule (kWh) en los cables quedan
reducidas de este modo,
–
existe un riesgo de sobrecompensación como
consecuencia de variaciones de carga importantes (este
riesgo se elimina con la compensación automática).
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
Compensación individual
Principio
La batería está conectada directamente a los
bornes de cada receptor de tipo inductivo (en
particular motores, apartado 7).
Esta
compensación
individual
debe
contemplarse cuando la potencia del motor es
importante con relación a la potencia total.
La potencia en kVAr de la batería representa
aproximadamente el 25% de la potencia en
kW del motor.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
Cuando es aplicable, esta compensación
produce energía reactiva en el lugar mismo
donde es consumida y en una cantidad que se
ajusta a las necesidades.
Puede preverse un complemento en cabecera
de la instalación (transformador).
Ventajas
– elimina las penalizaciones por consumo
excesivo de energía reactiva,
– descarga el centro de transformación
(potencia disponible en kW),
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
– reduce el dimensionamiento de las cables y las
pérdidas por efecto Joule (kWh).
Observaciones
– la corriente reactiva ya no está presente en las
cables de la instalación.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
¿Cómo determinar el nivel de compensación
en Energía relativa?
–
–
–
Introducción
Para determinar la potencia óptima de la
batería de condensadores, es necesario tener
en cuenta los elementos siguientes:
facturas de electricidad antes de instalar la
batería,
facturas provisionales de electricidad después
de instalar la batería,
gastos relativos a la compra de la batería y su
instalación.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
Se proponen 3 métodos simplificados
para el cálculo de la potencia del equipo
de compensación.
Método simplificado
Principio general
Un cálculo muy aproximado es suficiente.
Consiste en considerar que el cos ϕ de
una instalación es en promedio de 0,8 sin
compensación.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
Se considera que hay que «subir» el factor de
potencia a cos ϕ = 0,93 para eliminar las
penalizaciones y compensar las pérdidas
habituales de energía reactiva de la
instalación. Para «subir» de este modo el cos ϕ
el cuadro indica que, para pasar de
cos ϕ = 0,8 a cos ϕ = 0,93
es necesario proporcionar 0,335 kVAr por kW
de carga.
La potencia de la batería de condensadores a
instalar (a la cabeza de la instalación) será:
Q(kVAr) = 0,355 x P(kW)
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
Esta relación permite hallar rápidamente un valor
muy aproximado de la potencia de condensadores a
instalar.
Ejemplo
Se desea pasar el cos ϕ = 0,75 de una instalación de
665 kVA a un cos ϕ = 0,928.
La potencia activa de la instalación es 665 x 0,75 =
500 kW.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
Se lee, en el cuadro en la intersección de
la línea cos ϕ = 0,75 (antes de
compensar) con la columna cos ϕ = 0,93
(después de compensar) que hay que
instalar 0,487 kVAr por kW.
Los kVAr a instalar, independientes de la
tensión de la red, serán de 500 x 0,487 ó
sea 244 kVAr.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
Método basado en los datos del recibo de
electricidad
Datos obtenidos del recibo
– El periodo del recibo (1 mes, 2 meses,...),
– el consumo de energía activa (kW.h), (suma
de kW.h correspondientes a «activa», «punta»,
«valle» y «llano»),
– consumo de energía reactiva (kVAr.h)
Datos obtenidos en la instalación
– cálculo de horas efectivas de funcionamiento
al mes:
(ejemplo: h = 22 días x 9 h/día = 189 /mes)
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
– cálculo según estos datos:
Potencia activa consumida en el periodo
A partir de la potencia activa, el cos ϕ inicial y el
cos ϕ deseado, según los puntos C5.2 ó C5.4, se
podrá calcular la Q necesaria.
CORRECCIÓN DE FACTOR DE
POTENCIA
Método basado en el cálculo de potencias
Datos conocidos
– potencia activa (kW),
– cos ϕ inicial,
– cos ϕ deseado
Cálculo
Q (kVAr) = Potencia activa (kW) x x (tg ϕ inicial - tg ϕ
deseada)
EJERCICIO DE CORRECIÓN
FACTOR DE POTENCIA

Disponemos de una factura de eléctrica:
LLANO
PUNTA
VALLE
TOTAL
ACTIVA
REACTIVA
Lectura real
23/07/05
45535
2437
1624
6498
Lectura real
24/06/05
44145
2108
1455
6117
1390
329
169
381
X100
X100
X100
X100
139000 kwh
32900 kwh
16900 kwh
38100 kVArh
Factor
multiplicador
EJERCICIO DE CORRECIÓN
FACTOR DE POTENCIA


Calcular el factor de potencia.
Si deseamos un factor de potencia 0,98
¿que potencia mínima de batería de
condensadores necesitamos?
REGLAMENTO ELECTROTECNICO DE BAJA
TENSIÓN
RD 842/2002
ITC-BT-29
PRESCRIPCIONES PARTICULARES PARA LAS
INSTALACIONES ELECTRICAS DE LOS
LOCALES CON RIESGO DE INCENDIO O
EXPLOSIÓN
R.D.842/2002 Reglamento Electrotécnico
para baja tensión. ITC-BT-29

Ejemplos de emplazamientos peligrosos:
De Clase I:
* Lugares donde se trasvasen líquidos volátiles inflamables de un recipiente a
otro.
* Garajes y talleres de reparación de vehículos.
* Interior de cabinas de pintura donde se usen sistemas de pulverización y su
entorno cercano cuando se utilicen disolventes.
* Secaderos de material con disolventes inflamables.
* Locales de extracción de grasas y aceites que utilicen disolventes
inflamables.
* Locales con depósitos de líquidos inflamables abiertos o que se puedan abrir.
* Zonas de lavanderías y tintorerías en las que se empleen líquidos
inflamables.
* Salas de gasógenos.
* Instalaciones donde se produzcan, manipulen, almacenen o consuman gases
inflamables.
* Salas de bombas y/o de compresores de líquidos y gases inflamables.
* Interiores de refrigeradores y congeladores en los que se almacenen
materias inflamables en recipientes abiertos, fácilmente perforables o con
cierres poco consistentes.
De Clase II:
* Zonas de trabajo, manipulación y almacenamiento de la industria
alimentaría que maneja granos y derivados.
* Zonas de trabajo y manipulación de industrias químicas y farmacéuticas en
las que se produce polvo.
* Emplazamientos de pulverización de carbón y de su utilización subsiguiente.
* Plantas de coquización.
* Plantas de producción y manipulación de azufre.
* Zonas en las que se producen, procesan, manipulan o empaquetan polvos
metálicos de materiales ligeros(Al, Mg, etc.)
* Almacenes y muelles de expedición donde los materiales pulverulentos se
almacenan o manipulan en sacos y contenedores.
* Zonas de tratamiento de textiles como algodón, etc.
* Plantas de fabricación y procesado de fibras.
* Plantas desmotadoras de algodón.
* Plantas de procesado de lino.
* Talleres de confección.
* Industria de procesado de madera tales como carpinterías, etc.
Modos de protección
MATERIAL ELÉCTRICO
Definición:
Reglas constructivas de los materiales y equipos
de forma tal que puedan ser aptos para su empleo
con seguridad en un ambiente potencialmente
explosivo
Impedir, con un coeficiente de seguridad elevado, que,
Arcos, chispas o calentamientos, producidos por los
equipos Eléctricos provoquen la ignición de una
atmósfera explosiva.
Polvos
Método
Modos de protección
Confinar la explosión
Separar la fuente energética
de la atmósfera explosiva
Reducir la energía
o los calentamientos
1G ma
1G
ia
2G
d
2G mb
2G
e, ib
3G
nC
3G nR, nP, nC
3G
nA, nL, nC
1D
tD,maD
1D
iaD
2D
tD, pD, mbD
2D
ibD
3D
tD
Envolvente antideflagrante “d”
Dispositivo de corte blindado “nC”
L
e
Modo de protección en el cual el material eléctrico capaz de
inflamar una atmósfera explosiva está contenido en una
envolvente resistente a la presión de una eventual explosión
interna al mismo tiempo que impide su transmisión a la atmósfera
circundante.
UNE-EN 50018 y UNE-EN 50021
Envolvente antideflagrante “d”
UNE-EN 50018
Aplicaciones






Motores de cualquier tipo
Luminarias
Aparamenta eléctrica en general
Sensores y transductores
Sistemas electrónicos
Dispositivos de respiración y drenaje
Limitaciones



Peso y volumen de los equipos
No pueden existir fuentes de gas en el interior
Geometría interna (precompresión)
Seguridad aumentada “e”
Antichispas “nA”
Modo de protección consistente en aplicar
ciertas medidas con el fin de evitar, con un
coeficiente de seguridad elevado, la posibilidad
de temperaturas excesivas y la aparición de
arcos o chispas en el interior y sobre las partes
externas del material eléctrico que, en
condiciones normales, no se producen
Seguridad aumentada “e” Antichispas “nA”
Aplicaciones
Motores con rotor de jaula
Luminarias
Instrumentos de medida
Transformadores de medida
Balastos
Cajas y terminales de conexión
Cintas calefactoras

Limitaciones
Aparatos que en condiciones normales no produzcan chispa
Motores UN <11kV
Calidad de los bobinados
Densidad de corriente
Calidad de los aislamientos a distancias
Mantenimiento de los equipos
Protección eléctrica

Seguridad intrínseca “i” “iD”
Energía limitada “nL”
Se define la seguridad intrínseca como las medidas adoptadas en
un circuito eléctrico para que ninguna chispa, arco o efecto
térmico, producidos en las condiciones de ensayo previstas en la
norma, bien sea en funcionamiento normal o en las condiciones
específicas de fallo, sea capaz de provocar la inflamación de una
atmósfera explosiva dada.
UNE-EN 50020 y UNE-EN 50021
Seguridad intrínseca “i” “iD”
UNE-EN 50020
Aplicaciones
Circuitos de señal
Instrumentación
Fuentes de alimentación
Aparatos portátiles

Limitaciones
Integración en sistemas
Interconexión de equipos
Sólo para pequeñas potencias

Sobrepresión interna “p” “pD”
Sobrepresión interna simplificada “nP”
Modo de protección el cual se impide la penetración de una
atmósfera explosiva circundante al interior de la envolvente
que contiene el material eléctrico, por contener dicha
envolvente un gas de protección a una presión superior a la
de la atmósfera explosiva externa
UNE-EN 50016 y UNE-EN 50021
Sobre-presión interna “p” “pD” “nP”
Aplicaciones
Motores de alta potencia
Aparamenta eléctrica
Sistemas de control
Salas de control
Aparatos portátiles
Equipos con fuentes internas de gas

Limitaciones
Se requiere un equipo de control
Operaciones e mantenimiento y prueba en tensión
Limitación de la clase de temperatura

Encapsulado “m” “mD”
Encapsulado simplificado “nC”
Modo de protección en el cual las partes que pueden
inflamar una atmósfera por chispas o calentamientos están
embebidos en una resina de tal forma que esta atmósfera
no puede inflamarse
UNE-EN 50028 y UNE-EN 50021
Encapsulado “m” “mD” “nC”
UNE-EN 50028
Aplicaciones
Pequeños circuitos
Componentes simples
Fuentes de alimentación

Limitaciones
Características de la resina
Volumen interno
Imposible reparar

Relleno pulverulento “q”
Modo de protección en el cual la envolvente que contiene
el material eléctrico está rellena de un material en estado
pulverulento de manera tal que, en las condiciones
previstas en la construcción, un arco que se produzca en
su interior no pueda producir la inflamación de la
atmósfera circundante. Esta inflamación tampoco será
producida por un calentamiento excesivo en las paredes
de la envolvente.
UNE-EN 5OO17
Relleno pulverulento “q”
UNE-EN 50017
Aplicaciones
Pequeños circuitos
Componentes simples

Limitaciones
Características de la arena
Peso

Inmersión en aceite “o”
UNE-EN 50015
Modo de protección en el cual el material eléctrico o partes
del material eléctrico están sumergidas en aceite de forma
tal que una atmósfera explosiva que se encuentre por
encima del nivel de aceite o en el exterior de la envolvente
no pueda inflamarse
Inmersión en aceite “o”
UNE-EN 50015
Aplicaciones
Interruptores de pequeño volumen de
aceite

Limitaciones
Características del aceite
Limitación de uso

Respiración restringida “nR”
Modo de protección simplificado consiste en
impedir, mediante un sellado eficaz, que la
atmósfera explosiva penetre en el interior de
una envolvente que no puede abrirse durante el
servicio normal
Respiración restringida “nR”
Aplicaciones
Luminarias
Equipo eléctrico estanco

Limitaciones

Estanqueidad de la envolvente
Dispositivo hermético “nC”
Modo de protección simplificado consiste en
impedir, mediante un sellado por fusión, que la
atmósfera explosiva penetre en el interior de
una envolvente hermética.
Dispositivo hermético “nC”
Aplicaciones
Relés “REED”
 Otros componentes herméticos

Limitaciones
Requiere envolvente externa
Hermeticidad garantizado por fusión

Componente no incendiario “nC”
Modo de protección simplificado consiste en
impedir que contactos de apertura y cierre y su
envolvente lleguen a provocar la inflamación de
una atmósfera circundante.
Componente no incendiario “nC”
Aplicaciones
Relés y contadores de pequeña
potencia

Limitaciones

Aplicaciones muy concretas
Protección por envolvente “tD”
Modo de protección para polvos combustibles
consistente en impedir, mediante un grado de
protección eficaz, que la atmósfera explosiva penetre
en el interior de una envolvente y que la superficie de
ésta alcance temperaturas peligrosas
Protección por envolvente “tD” CEI
61241-1
Aplicaciones
Aparamenta eléctrica
Motores
Luminarias
Conjuntos electrónicos
Instrumentos

Limitaciones
Grado de protección elevado (dificultad para motores)
Para categoría 1 se requieren condiciones especiales
Mantenimiento (real) del grado de protección

SEGURIDAD
INTRÍNSECA
SEGURIDAD INTRÍNSECA
EN 50020 (aparatos)
EN 50039 (sistemas)
CEI 60079-25 (“)
CEI 60079-27(“)
Medidas adoptadas en un circuito eléctrico para que
ninguna chispa, arco o efecto térmico, producidos en
las condiciones de ensayo previstas en la norma, bien
sea en funcionamiento normal o en las condiciones
específicas de fallo, sea capaz de provocar la
inflamación de una atmósfera explosiva dada.
CATEGORÍA
“ia”
K=1,5
NIVEL DE PROTECCIÓN
operación normal o con un fallo
K=1
con dos fallos independientes
apropiado para Zona 0
“ib”
K=1,5
operación normal o con un fallo
K=1
con un fallo (+ condiciones)
apropiado para Zona 1
CATEGORÍA (actual definición en EN50020)
NIVEL DE PROTECCIÓN (propuesta para evitar
confusión con 94/9/CE)
Mecanismo de ignición
Chispa o arco
Superficie caliente
ENERGÍA DE INFLAMACIÓN
Grupo I (CH4)
280µj
Grupo IIA (C3H8)
250µj
Grupo IIB (C2H4)
96µj
Grupo IIC (H2)
20µj
CLASE DE TEMPERATURA
T1 = 450 ºC T4 = 135 ºC
T2 = 300 ºC T5 = 100 ºC
T3 = 200 ºC T6 = 85 ºC
Tipos de aparatos
Solo algunas partes del
circuito son de seguridad
intrínseca.
Previstos para ser ubicados
en zona segura
Equipos asociados
[EEx ia] IIC
Equipos Ex i
Todas las partes del circuito
son de seguridad intrínseca
EEx ia IIC T4
Ejemplos de tipos de aparatos
Fuente de alimentación
Barrera zener
Repetidor
Equipos asociados
Equipos Ex i
Sensores
Transductores
Aparatos portátiles
Aparatos simples
simultáneamente
No requieren certificado
U ≤ 1,2 V
I ≤ 100 mA
P ≤ 25 mW
E ≤ 20 µJ
No acumulan energía
No generan energía
Disipación térmica despreciable
Cajas de conexión
Contactos libres de tensión
Termopares
Parámetros de seguridad intrínseca
DE SALIDA






Uo
Io
Po
Co
Lo
(L/R)o
tensión de vacío
corriente de cortocircuito
Potencia máxima de salida
Capacidad máxima conectable
inductancia máxima conectable
máxima relación L/R conectable (cables)
EN APARATOS ASOCIADOS

Um tensión de la red eléctrica de alimentación
Parámetros de seguridad intrínseca

DE ENTRADA

Ui
Ii
Pi
Ci
Li
(L/R)i





tensión máxima aplicable
corriente máxima aplicable
potencia máxima aplicable
capacidad equivalente en la entrada
inductancia equivalente en la entrada
relación L/R equivalente en la entrada
Los parámetros no indicados significan que no son relevantes
para la seguridad
Curvas límite de inflamación (Circuitos resistivos)
No seguro
Seguro
Curvas límite de inflamación (Circuitos inductivos)
Curvas límite de inflamación (Circuitos capacitivos)
Conexión simple de aparatos
Equipo 1
Uo
Io
Po
Co
Lo
EEx ib IIB
Uo≤Ui
Io≤Ii
Po≤Pi
Co≥Ci
Lo≥Li
Equipo 2
Ui
Ii
Pi
Ci
Li
EEx ia IIC T4
¡OJO!
SISTEMAS S.I
NORMAS
EN 50.039 / CEI 60079-25 / CEI 60079-14
REGLAMENTO ITC 029 ap. 7.2 & 9.1
SISTEMA ELÉCTRICO
Conjunto de materiales eléctricos
Interconectados, con circuitos o partes
De circuitos de seguridad intrínseca
DEFINICIONES
DOCUMENTO DESCRIPTIVO DEL SISTEMA
Documento del diseñador, en el que se precisan:
-
Materiales eléctricos
Cables de interconexión
Parámetros eléctricos
JUSTIFICACIÓN de la SEGURIDAD
SISTEMAS S.I
Documento del sistema
Definición del entorno
- Clase, zona, grupo
- Dónde se instalan equipos y cables
Lista de referencias
- A los equipos certificados
- Condiciones especiales de utilización
Esquema eléctrico
Parámetros S.I.
- De cada aparato
- Reasignaciones
Cables
- Pruebas de rigidez
- Parámetros: l (mH/km)
c (nF/km)
r (Ω/km)
Posición de los circuitos y
cableado
Análisis del sistema
- Verificación seguridad
- Clasificación
Cualquier otra información
Registro de cambios
El documento del sistema es un documento vivo que hay que mantener
SISTEMAS S.I
Barreras de seguridad y separador de circuitos
Área a salvo
Ejem. estación
de medición
Sistema de automatización
Reguladores - Ordenadores
-
PLC
-
Impresión
Convertidores
de medida
-
Dispositivos de
comprobación
Circuitos eléctricos
intrínsecamente
No seguros
Excepto separación
(Sepárese Integrado)
circuitos eléctricos
Intrínsecamente
seguros
Área en peligro
de explosión

Dispositivos de mando
Dispositivo
Actuadores
Sensores
Dispositivos de
campaña
Dispositivos de indicación
Interconexión
Interconectar un convertidor de medida de
presión con un módulo de entrada análoga
Área con riesgo de explosión
Convertidor de
medida de presión
SITRANS P DSIII
Módulo de entrada
Análoga
SIMATIC ET 200iS
Comparación de los valores máximos de seguridad:
SIMATIC
Módulo de entrada analógica
6ES7 134-5rb00-0AB0
SITRANS P DSIII
Tipo
7MF4*33-*****-*B**
Uo
28 V
≤
Ui
30 V
ok
Io
85 mA
≤
Ii
100 mA
ok
Po
595 mW
≤
Pi
750 mW
ok
Cálculo de la longitud de cable máxima:
Lo
[mH]
Li
[mH]
(cell)
L
[mH]
(cable)
Longitud de cable
max. Permitida
L´=1uH/m
Grupo II B
15
-
0.4
=
14.6
14600 m
Grupo II C
4
-
0.4
=
3.6
3600 m
Co
[nF]
Ci
[nF]
(cell)
C
[nF]
(cable)
Longitud de cable
max. Permitida
C´= 200 pF/m
Longitud de cable
max. Permitida
C´= 100 pF/m
Grupo II
B
650
-
6
=
644
3220 m
6440 m
Grupo II
C
80
-
6
=
74
370 m
740 m
Interconexión

Interconectar una célula de pesaje SIWAREX R con un
interfaz Ex-i SIWAREX ES
Área con riesgo de explosión
Célula de pesaje
SIWAREX R
Área segura
Interfase
SIWAREX IS
Comparación de los valores máximos de seguridad:
Célula de pesaje
Carga nominal 10 toneladas
Interfaz Ex-i
7MH4710-5CA
Uo
14.4 V
≤
Ui
19.1 V
ok
Io
137 mA
≤
Ii
323 mA
ok
Po
1025 mW
≤
Pi
1.25 W for T6
ok
Po
1025 mW
≤
Pi
1.93 W for T4
ok
Cálculo de la longitud de cable máxima:
Lo
[mH]
Li
[mH]
(cell)
L
[mH]
(cable)
Longitud de cable
max. Permitida
L´=1uH/m
Grupo de Gas
B
2
-
0
=
2
2000 m
Grupo de Gas
C
0.5
-
0
=
0.5
500 m
Co
[nF]
Ci
[nF]
(cell)
C
[nF]
(cable)
Longitud de cable
max. Permitida
C´= 200 pF/m
Longitud de cable
max. Permitida
C´= 100 pF/m
Grupo de Gas
B
2000
-
0.4
=
1999
9995 m
19990 m
Grupo II
C
450
-
0.4
=
449
2245 m
4490 m
Barrera de seguridad

Diagrama de circuito con barrera de seguridad
Área en peligro
de explosión
Área segura
Circuito de seguridad
IK
Indicador de
convertidor
de medida
R
Lado
UO
intrínsecamente
seguro
F
Regulador
Lado
Impresión
intrínsecamente PLC
No seguro
Punto de ??????? central
SISTEMAS S.I
Ejemplo de sistema
SISTEMAS S.I
CABLES MULTICONDUCTORES
Pantalla conductora individual /60%)
Aislante e ≥ 0,2 mm
TIPO A
Rigidez 2U ≥ 500V
Ensayo dieléctrico: 500 V (C-C, C-P)
1000 V (1/2 C – 1/2 C)
Ningún defecto
SISTEMAS S.I
CABLES MULTICONDUCTORES
Igual que TIPO A, sin pantallas
TIPO B
Cable fijo, protegido Up ≤ 60 V
Ningún defecto
Igual que TIPO B
TIPO C
Defectos: hasta 2 contactos, 4 cortes
Cualquier cable
TIPO D
Defecto: cualquier número de fallos simultáneos
SISTEMAS S.I
CABLES (PARES SIMPLES)
SISTEMAS S.I
CABLES (PARES SIMPLES)
SISTEMAS S.I
SI LA BANDEJA ES METÁLICA DEBE ESTAR
UNIDA A TIERRA
SISTEMAS S.I
CAJAS DE CONEXIÓN
SISTEMAS S.I
SISTEMAS S.I
Cálculo de parámetros
INSPECCION Y MANTENIMIENTO
UNE-EN 60079-17
GRADOS DE INSPECCIÓN:
- Inspección visual.
- Inspección cercana.
- Inspección detallada.

Las dos primeras no es necesario la desconexión
los equipos. La segunda utiliza herramientas.
La inspección detallada desconecta los equipos, y
realiza apertura de envolventes.
INSPECCION Y MANTENIMIENTO
UNE-EN 60079-17


La intensidad, periodo y objetivos de las
inspecciones se establecen en función de los
modos de protección que dispongan los
equipos.
El programa de inspección debe incluir:
- Adecuación del material a la clasificación de áreas.
- Adecuación de los modos de protección.
- Adecuación de la clase térmica.
- Identificación adecuada de los circuitos.
- Hermeticidad y buen estado de las entradas de los cables.
- Ajuste correcto de las protecciones.
- Requisitos específicos a los modos de protección.
INSPECCION Y MANTENIMIENTO
UNE-EN 60079-17



La inspección y mantenimiento debe ser realizada por personal experimentado y
cualificado.
La reparación de equipos con modos de protección debería encargarse al
fabricante o a una empresa especializada.
El equipo reparado debe macarse con el símbolo.
R
- Identificación del reparador
- Reparación efectuada
- Fecha
- UNE 202003-19
Y deben quedar registrados:
- Detalles de los defectos detectados
- Detalles de los trabajos efectuados
- Lista de piezas reparadas o sustituidas
- Resultado de las verificaciones.
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