Guia Tecnica MT schneider electric

Guía técnica de
media tensión
Conceptos básicos de diseño
de centros MT según normas IEC e IEEE
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«El autor desea expresar su agradecimiento a la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) por el permiso de esta última para reproducir información
relativa a sus estándares internacionales. Los derechos de autor de la totalidad de extractos a este respecto corresponden a la IEC, con sede en Ginebra,
Suiza. Todos los derechos reservados. Encontrará más información sobre la IEC en la dirección www.iec.ch. La IEC está exenta de responsabilidad alguna
por lo que atañe a la ubicación y el contexto en que el autor reproduzca los mencionados extractos y contenidos, así como por el resto de contenidos
presentes en este documento y por su precisión».
Si desea consultar la totalidad de normas de la IEC mencionadas en esta guía, remítase a la página 179 para obtener tales referencias
2 I Guía técnica de MT
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Contenido general
Presentación
Normas de diseño
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4
54
Definición de cuadros MT
110
Unidades de medida
162
Normas
168
Otras lecturas para
profundizar
177
Guía técnica de MT
I3
Presentación
4 I Guía técnica de MT
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Redes de MT
6
Transformadores de potencia
10
General
10
Condiciones de servicio
11
Límites de aumento de temperatura
12
Eficiencia del transformador
15
Caída de tensión
16
Servicio en paralelo
17
Grupo vectoriales comunes
de transformadores trifásicos
18
Protección, control y supervisión
19
Transformación digital
20
Gestión del rendimiento de los equipos
20
Las condiciones de uso influyen en la huella ambiental
21
Ejemplo de protocolos de comunicación inalámbrica
22
Arquitectura MT/BT
23
Redes inteligentes
24
Entorno
25
Marco normativo
38
Celdas bajo envolvente metálica y metalclad
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40
Introducción
40
Tensión
41
Corriente
45
Frecuencia y funciones
49
Accesibilidad y continuidad del servicio
50
Ejemplos
51
Guía técnica de MT
I5
Presentación
(1) Según la IEC, no existe un límite claro entre media y
alta tensión. Los factores locales e históricos desempeñan
un papel en esta demarcación, y los límites suelen estar
comprendidos entre 30 y 100 kV (cf. IEV 601-01-28).
La publicación 62271-1:2017/A1:2021 de la IEC,
«Especificaciones habituales relativas a los equipos de
conmutación y de control» incorpora una nota en su
ámbito de aplicación: «Para los usos de este estándar,
se considera alta tensión (cf. IEV 601-01-27) toda tensión
nominal superior a 1000 V. Sin embargo, el término media
tensión (cf. IEV 601-01-28) se utiliza comúnmente para
sistemas de distribución con tensiones superiores a 1 kV y
se aplica generalmente hasta valores de 52 kV inclusive».
(2) ANSI C84.1 define la tensión media entre 2,4 kV y 69 kV
para sistemas de 3 hilos, y entre 4,16 kV y 34,5 kV para
sistemas de 4 hilos.
Redes de MT
El término «media tensión» se utiliza normalmente para
sistemas de distribución con tensiones superiores a 1 kV y
mantiene su validez, generalmente, hasta 52 kV(1) y 69 kV(2).
Por razones técnicas y económicas, la tensión de funcionamiento de las redes
de distribución de media tensión rara vez supera los 36 kV.
La conexión de una instalación eléctrica a una red de distribución eléctrica de
media tensión siempre se realiza mediante una subestación de media tensión
dedicada, normalmente conocida como «subestación principal». En función
de su tamaño y de criterios específicos, relacionados principalmente con las cargas
(tensión nominal, número, potencia, ubicación, etc.), la instalación puede incluir
subestaciones adicionales denominadas «subestaciones secundarias».
Las ubicaciones de estas subestaciones se seleccionan cuidadosamente con el
fin de optimizar el presupuesto destinado a los cables de alimentación de MT y BT.
Estas subestaciones secundarias se suministran desde la subestación principal a
través de la distribución de MT interna.
Por lo general, la mayoría de las cargas se alimentan en baja tensión mediante
transformadores reductores de MT/BT. Las cargas grandes, como las correspondientes
a motores asíncronos, que superen o ronden los 120 kW, se suministran en MT.
Los transformadores de potencia reductores de MT/BT se encuentran en la
subestación principal o en las subestaciones secundarias. Las instalaciones
pequeñas pueden incluir únicamente un único transformador de MT/BT, instalado
en la subestación principal en la mayoría de los casos.
Una subestación principal asume cinco funciones básicas:
• Función 1: Conexión a la red de suministro eléctrico de MT;
• Función 2: Protección general de la instalación;
• Función 3: Suministro y protección de los transformadores de potencia de MT/BT
ubicados en la subestación;
• Función 4: Suministro y protección de la distribución de MT interna;
• Función 5: Medición.
La protección de un sistema de alimentación
depende de su arquitectura y de su modo de
servicio.
6 I Guía técnica de MT
Una subestación principal incluye dispositivos básicos:
1. Disyuntor: El disyuntor es un dispositivo que garantiza el control y la protección
de una red. Puede crear, soportar e interrumpir corrientes de carga, así como
corrientes de defecto, hasta alcanzar la corriente de cortocircuito de la red.
2. Interruptores: Se trata de los interruptores de corriente alterna y de los
seccionadores de desconexión que ejercen una función de conmutación, con
sus correspondientes valores nominales para las corrientes de servicio y cierre.
3. Contactores: Los contactores se utilizan para apagar y encender las cargas
requeridas por ciertas operaciones durante su uso normal, especialmente
cuando se utilizan en una actividad concreta, como es el caso del alumbrado
público de MT y del uso de motores industriales.
4. Fusibles de limitación de corriente: Los fusibles de limitación de corriente de MT
se utilizan principalmente para la protección de transformadores, motores y otras
cargas. Se trata de dispositivos que, mediante la protección con fusibles de uno o
más de sus componentes especialmente diseñados y proporcionados, consiguen
abrir el circuito en el que se encuentran insertos si este último supera un valor
determinado durante un periodo de tiempo suficiente. A menudo, los fusibles de
limitación de corriente pueden ocasionar dificultades para suprimir los valores de
corriente intermedios (aquellos que superan los valores de servicio en menos de un
factor de 6 a 10) por lo que suelen combinarse con algún dispositivo de conmutación.
5. Seccionadores y seccionadores de puesta a tierra: Los seccionadores se
utilizan para lograr una separación entre dos circuitos que podrían estar activos
e independientes, sin afectar a su nivel de aislamiento. Normalmente, se utiliza
en el punto abierto de una red de bucle. A menudo se utilizan para separar una
parte de la instalación de la fuente de alimentación con un rendimiento mejor
que el proporcionado por otro dispositivo de conmutación. Un seccionador
no es un dispositivo de seguridad. Los seccionadores de puesta a tierra son
dispositivos dedicados a conectar los conductores a tierra de manera fiable
para poder acceder a los conductores con seguridad. Es posible que tengan
una corriente nominal de cortocircuito para garantizar que puedan soportar un
error de servicio, como el cierre de conductores activos.
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Redes de MT
Presentación
6. Transformador de corriente: Su finalidad es proporcionar un circuito secundario
con una corriente proporcional a la corriente primaria (MT).
7. Transformador de tensión: El transformador de tensión está diseñado para
proporcionar a su circuito secundario una tensión secundaria proporcional a la
aplicada al circuito primario.
Para instalaciones que incluyen un único transformador de potencia de MT/BT,
se combinan la protección general y la protección del transformador.
La medición puede realizarse en el nivel de MT o de BT. Normalmente se realiza
en el nivel de BT para cualquier instalación, incluido un único transformador de
MT/BT, siempre que la potencia nominal del transformador permanezca por debajo
del límite fijado por la compañía eléctrica local que suministra alimentación a la
instalación.
Además de los requisitos funcionales, la construcción de subestaciones principales
y secundarias respetará las normas y regulaciones locales.
Las recomendaciones de IEC también deben tenerse en cuenta en todas las
circunstancias.
La elección del régimen de puesta a tierra
para los sistemas eléctricos de MT y AT
ha sido un tema de acalorada controversia
debido al hecho de que es imposible
encontrar un compromiso único para los
diversos tipos de sistemas de energía.
La experiencia adquirida permite elegir
la mejor opción según las limitaciones
específicas de cada sistema.
Arquitectura del sistema de alimentación
Los distintos componentes de un sistema de alimentación pueden organizarse
de diferentes maneras.
La complejidad de la arquitectura resultante determina la disponibilidad de la
energía eléctrica y el coste de la inversión.
La selección de una arquitectura para una aplicación dada se basa, por lo tanto,
en un compromiso entre necesidades técnicas y costes.
Las arquitecturas incluyen lo siguiente:
• sistemas radiales
- alimentador único,
- doble arranque
- alimentador paralelo,
• sistemas de bucle
- bucle abierto,
- bucle cerrado.
• sistemas con generación de energía interna
- generación normal de común negativo,
- generación de la fuente de sustitución.
DM105265
Impedancia de puesta a tierra
El régimen de neutro puede fijarse o ajustarse mediante cinco métodos diferentes
de conexión a tierra, según el tipo (capacitiva, resistiva, inductiva)
y el valor (de cero a infinito) de la impedancia ZN:
• ZN = : neutro aislado, es decir, sin conexión a tierra intencionada;
• ZN es una resistencia con un valor bastante alto;
• ZN es una reactancia, con un valor generalmente bajo;
• ZN es una reactancia de compensación, ajustada para compensar la
capacitancia del sistema;
• ZN = 0: el neutro está puesto a tierra sólidamente.
ZN
Ik1
C
C
C
Diagrama equivalente de un sistema de alimentación
con un defecto a tierra.
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Guía técnica de MT
I7
Presentación
Redes de MT
Dificultades y criterios de selección
Los criterios de selección implican muchos aspectos:
• consideraciones técnicas (función del sistema de alimentación, sobretensiones,
corriente de defecto, etc.);
• consideraciones de servicio (continuidad del servicio, mantenimiento);
• seguridad (nivel de corriente de defecto, tensiones de contacto y de paso);
• coste (gastos de capital y gastos operativos);
• prácticas locales y nacionales.
Dos de las principales consideraciones técnicas resultan contradictorias:
Reducción del nivel de sobretensiones
Las sobretensiones excesivas pueden provocar la ruptura dieléctrica de los
materiales aislantes eléctricos, lo que puede provocar cortocircuitos.
Las sobretensiones por instalaciones tienen varios orígenes:
• sobretensión de rayos, por descargas directas o tensión inducida en partes de
sistemas aéreos expuestos, la propagación de sobretensión hacia el punto de
alimentación del usuario y dentro de la instalación;
• sobretensión dentro del sistema causada por la conmutación y situaciones críticas
como la resonancia;
• sobretensión resultante de un defecto a tierra y su eliminación.
Reducción de la corriente de defecto a tierra (Ik1)
La corriente de defecto produce una serie completa de consecuencias
relacionadas con lo siguiente:
• daños causados por el arco en el punto de defecto; especialmente la fusión de
circuitos magnéticos en máquinas giratorias;
• resistencia térmica del blindaje del cable;
• tamaño y coste de la resistencia de puesta a tierra;
• inducción en circuitos de telecomunicaciones adyacentes;
• peligro para las personas creado por el aumento del potencial de las partes
conductivas expuestas.
La reducción de la intensidad de defecto ayuda a minimizar estas consecuencias.
Desgraciadamente, la optimización de uno de estos efectos se encuentra
automáticamente en desventaja. Este contraste viene acentuado por dos métodos
típicos de conexión a tierra:
• neutro aislado, que reduce drásticamente el flujo de corriente de defecto a tierra a
través del neutro, pero crea sobretensiones más altas;
• neutro puesto a tierra sólidamente, que reduce al mínimo la sobretensión, pero
provoca una intensidad de defecto elevada.
En cuanto a las consideraciones de servicio, según el método de régimen de
neutro utilizado:
• la continuidad del servicio dependerá de la persistencia o no del defecto;
• las tensiones de contacto son diferentes;
• la discriminación de protección puede ser fácil o difícil de implementar.
Por lo tanto, se suele elegir una solución intermedia, es decir, el régimen de neutro
por medio de una impedancia.
8 I Guía técnica de MT
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Redes de MT
Resumen de las características de conexión a tierra del neutro
Características
Régimen de neutro
Aislado
Compensado
Resistencia
Reactancia
Directo
Amortiguación de sobretensiones transitorias
Limitación de sobretensiones de 50 Hz
Limitación de corrientes de defecto
Continuidad del servicio (ausencia de disparo, defecto
sostenido significa que la corriente de defecto se reduce
mucho)
*
Fácil implementación de discriminación de protección
No es necesario el personal cualificado
Leyenda:
preste
especial atención.
(*) La compensación de corriente capacitiva del 100 % es casi imposible.
Sistema de puesta a tierra y cuadro control de alta tensión
Los sistemas de puesta a tierra para cuadro de alta tensión y cuadro de control
se dividen en dos categorías: o bien los sistemas neutros conectados a tierra de
forma efectiva.
Los sistemas neutros conectados a tierra de forma efectiva son sistemas conectados
a tierra por medio de una impedancia suficientemente baja, de manera que la relación
entre la reactancia de secuencia cero y la reactancia de secuencia positiva (X0/X1)
es positiva e inferior a 3, y la relación entre la resistencia de secuencia cero y la
reactancia de secuencia positiva (R0/X1) es positiva e inferior a 1. Normalmente,
estos sistemas están conectados a tierra sólidamente (neutro) o son sistemas
puestos a tierra con baja impedancia (neutro).
Las condiciones de puesta a tierra dependen no solo de las condiciones de puesta
a tierra físicas alrededor de la ubicación pertinente, sino también de todo el sistema.
Los sistemas neutros no conectados a tierra de forma eficaz son sistemas distintos
de los sistemas neutros puestos a tierra de forma eficaz, que no cumplen las
condiciones mencionadas anteriormente.
Estas consideraciones se incluyen en la norma IEC 62271-100 (seccionadores
automáticos de alta tensión, seccionadores de MT IEC 62271-103 y seccionadores
automáticos para generadores de corriente alterna IEC 62271-37-13 de media tensión).
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Guía técnica de MT
I9
Presentación
Transformadores de potencia
General
Un transformador de potencia es una pieza estática del equipo con dos o más
devanados que, mediante inducción electromagnética, transforma un sistema de
tensión y corriente alterna en otro sistema de tensión e intensidad normalmente de
valores diferentes y a la misma frecuencia para transmitir potencia eléctrica.
Los transformadores de potencia están cubiertos por la serie de normas IEC 60076,
donde los requisitos principales de las redes de MT se resumen de la siguiente
manera:
• IEC 60076-1 general;
• IEC 60076-2 - aumento de temperatura para transformadores sumergidos en líquido;
• Guía de carga IEC 60076-7 para transformadores de potencia en baño de aceite;
• Determinación de los niveles de sonido conforme a IEC 60076-10;
• transformadores IEC 60076-11 de tipo seco;
• Guía de carga de IEC 60076-12 para transformadores de potencia de tipo seco;
• transformadores líquidos autoprotegidos IEC 60076-13;
• Transformadores IEC 60076-16 para aplicaciones con turbinas eólicas.
De acuerdo con la guía de aplicación IEC 60076-8, su objetivo es proporcionar
los datos necesarios para realizar cálculos durante el servicio en paralelo de
transformadores, caídas de tensión o aumentos en carga, y la pérdida de carga
para combinaciones de cargas de tres devanados. En la norma IEC 60076-7
se ofrece información sobre la carga de los transformadores de potencia
en transformadores en baño de aceite y en la norma IEC 60076-12 en los
transformadores de tipo seco.
10 I Guía técnica de MT
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Presentación
Transformadores de potencia
Condiciones de servicio
Las normas definen las condiciones normales de servicio para las que se especifican
los rendimientos. Estas condiciones son:
• Altitud: Una altura por encima del nivel del mar inferior a 1.000 m;
• Temperatura del medio de refrigeración:
La temperatura del aire de refrigeración en la entrada al equipo de refrigeración
- no superior a: 40 °C en cualquier momento, media de 30 °C mensuales para el mes
más caliente, media anual de 20 °C,
- y no por debajo: -25 °C en el caso de los transformadores exteriores, -5 °C en el
caso de los transformadores en los que tanto el transformador como el refrigerador
están diseñados para instalarse en interiores.
Para los transformadores refrigerados por agua, una temperatura del agua de
refrigeración en la entrada no superior a: 25 °C en cualquier momento, media
anual de 20 °C.
Se proporcionan otras limitaciones con respecto a la refrigeración para:
- transformadores sumergidos en líquido según la norma IEC 60076-2
- transformadores de tipo seco según la norma IEC 60076-11.
• Forma de onda de la tensión de alimentación: una tensión de alimentación
sinusoidal con un contenido total armónico inferior o igual al 5 % y un contenido
uniforme de armónicos inferior o igual al 1 %;
• Contenido armónico de corriente de carga: Contenido armónico total de la
corriente de carga que no supera el 5 % de la corriente nominal.
Los transformadores en los que el contenido armónico total de la corriente de
carga supera el 5 % de la corriente nominal, o los transformadores específicamente
diseñados para suministrar alimentación, las cargas electrónicas o rectificadoras
deben especificarse de acuerdo con la serie IEC 61378, para tratar con los
"transformadores convertidores".
Los transformadores pueden funcionar a una corriente nominal sin pérdidas excesivas
con un contenido armónico de corriente inferior al 5 %, sin embargo, debe tenerse en
cuenta que el aumento de temperatura aumentará para cualquier carga armónica y se
podrán sobrepasar los límites de aumento de temperatura a la potencia nominal;
• Simetría de tensión de alimentación trifásica
Para transformadores trifásicos, un conjunto de tensiones de alimentación
trifásicas aproximadamente simétricas.
"Aproximadamente simétrico" significa que la tensión entre fases más alta no es
continuamente superior al 1% superior a la tensión entre fases más baja, o bien,
es un 2% superior durante periodos cortos (aproximadamente 30 min) en
condiciones excepcionales;
• Entorno de instalación
- Un entorno con un índice de contaminación (véase la definición de IEC/TS 60815-1)
que no requiera una consideración especial con respecto al aislamiento externo de
los cojinetes del transformador o del propio transformador,
- Un entorno sin perturbaciones sísmicas que requeriría una consideración especial
en el diseño (se supone que es así cuando el nivel de aceleración de tierra es inferior
a 2 ms2 o aproximadamente a 0,2 g).
- Cuando el transformador se instala en una carcasa no suministrada por el fabricante
del transformador, se deberá prestar atención a garantizar una definición correcta
de los límites de aumento de temperatura del transformador y de la capacidad de
refrigeración de la carcasa, que se define por su propia clase de aumento de
temperatura a plena carga (véase IEC 62271-202).
- Condiciones ambientales dentro de las siguientes definiciones según IEC 60721-3-4:
. condiciones climáticas 4K27 excepto que la temperatura media de refrigeración
externa mínima es -25 ºC y el medio de refrigeración externa máximo es +40 ºC
. condiciones climáticas especiales 4Z2, 4Z4, 4Z13
. condiciones biológicas 4B2
. las sustancias químicas activas se han sustituido por clases de corrosividad de acuerdo
con las normas ISO 9223 e ISO 9224. (la clase C3 corresponde a la zona térmica, al
entorno atmosférico con contaminación media (SO2: 5 µg/m3 a 30 µg/m3) o algún efecto
de los cloruros, p. ej., zonas urbanas, zonas costeras con baja deposición de cloruros,
zonas subtropicales y tropicales, atmósfera con baja contaminación;
. sustancias mecánicamente activas 4S13
. condiciones mecánicas 4M11.
Para transformadores cuyo montaje está previsto en interiores, algunas de estas
condiciones ambientales pueden no ser aplicables.
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Guía técnica de MT
I 11
Transformadores de potencia
Presentación
Límites de aumento de temperatura
Los límites de aumento de temperatura se definen de acuerdo con la temperatura
circundante el transformador, tomado como temperatura ambiente y los diferentes
ciclos de carga del transformador.
Cuando se instala un transformador dentro de una carcasa, este aumento de
temperatura reflejará el diseño de la carcasa. Esta celda se define principalmente
por una clase de aumento de temperatura y un grado de protección, ambos
adaptados a las condiciones de servicio locales
(Consulte IEC 62271-202). Para la instalación en exteriores, para evitar cualquier
efecto de la radiación solar, se recomienda instalar un tejadillo sobre el transformador
y sobre una sola capa de una carcasa metálica aislada no térmica, manteniendo la
convección natural.
Transformador sumergido en aceite: Métodos de refrigeración
• Primera letra: Medio de refrigeración interno:
- O: aceite mineral o líquido aislante sintético con punto de incendio ≤ 300 °C,
- K: líquido aislante con punto de incendio > 300 °C,
- L: líquido aislante sin punto de incendio medible.
• Segunda letra: Mecanismo de circulación para el medio de refrigeración interno:
- N: el sifón térmico natural fluye a través de los equipos de refrigeración y en los
devanados,
- F: circulación forzada a través de equipos de refrigeración, flujo de sifón térmico en
devanados,
- D: circulación forzada a través de equipos de refrigeración, dirigidos desde los
equipos de refrigeración hasta al menos los devanados principales.
• Tercera letra: Medio de refrigeración externo:
- R: aire,
- W: agua.
• Cuarta letra: Mecanismo de circulación para el medio de refrigeración externo:
- N: convección natural,
- F: circulación forzada (ventiladores, bombas).
Si no se acuerda otra cosa entre el fabricante y el comprador, los límites de
aumento de temperatura son válidos para Kraft y para el papel actualizado
(consulte también la "guía de carga" IEC 60076-7).
Requisitos para
Límites de aumento de temperatura K
Líquido aislante superior
60
60-65 K O/W
50-55 K O/W
40-45 K O/W
30-35 K O/W
DM107912
Devanado medio (mediante variación de la resistencia del bobinado):
Temperatura ambiente del aire °C
70
70
60
60
50
50
40
40
30
30
20
20
10
10
0
0
–10
–10
–20
1,2
1,2
70
60
50
40
30
20
10
0
–10
–20
–30
1,2
70
60
50
40
30
20
10
0
–10
–20
–30
–40
1,2
Factor de carga relacionada con la
temperatura ambiental del aire del centro y el
incremento de temperatura de los devanados
del transformador de potencia de aceite
Sin envolvente
Clase 20
1,1
1,0
Clase 5
Clase 25
Factor de carga
0,9
Clase 10
Clase 30
0,8
0,7
Sobrecalentamiento del transformador de potencia
sumergido en aceite mineral (K)
12 I Guía técnica de MT
Clase 15
0,6
0,5
- Sistemas de refrigeración ON... y OF..
65
- Sistema de refrigeración OD..
70
Devanado de puntos calientes
78
Valores recomendados de correcciones de aumento de temperatura en caso
de condiciones de servicio especiales para transformadores en baño de aceite
refrigerado por aire.
Temperaturas ambiente °C
Corrección del aumento
de temperatura K(1)
Media anual
Media mensual
Máxima
20
30
40
0
25
35
45
-5
30
40
50
- 10
35
45
55
- 15
(1) Hace referencia a los valores de la tabla anterior.
La guía de carga IEC 60076-7 y la norma IEC 62271-202 explican la relación entre
el aumento de temperatura del transformador, el sobrecalentamiento debido al
uso de una envolvente alrededor del transformador y su factor de carga, como se
resume a continuación.
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Transformadores de potencia
Presentación
DM107913
Límites de aumento de temperatura
La IEC 60076-7 se ha actualizado en 2018 y el modelo térmico se ha actualizado
e integrado en los borradores actuales de la IEC 62271-202, que se está revisando
en 2021. Sin embargo, el esquema de este documento relativo a la norma
IEC 60076-7 se ha actualizado de conformidad con la última publicación.
Temperatura (°C)
Factor de
envejecimiento = 1
80
70
60
Envejecimiento temprano
50
40
Factor de envejecimiento > 1
30
Vida útil prolongada
20
10
Factor de envejecimiento
0
–10
120 %
110 %
100 %
90 %
80 %
70 %
60 %
<1
50 %
Carga
La temperatura ambiente media máxima para diferentes sobrecalentamientos
del transformador de potencia define la tasa de carga máxima permitida. Para
las diferentes temperaturas, las diferentes tasas de carga toman una curva bajo
la cual se prolonga la vida útil del equipo mientras que, sobre la curva, existe un
envejecimiento prematuro para todos los tipos de transformadores de potencia.
Transformador seco: métodos de refrigeración
El tipo de medio de refrigeración es el aire que se define mediante las letras
siguientes:
• N cuando la refrigeración es natural, la convección del flujo de aire la genera el
propio transformador;
• F cuando se fuerza la refrigeración, los ventiladores aceleran el flujo de aire.
NOTA: Es preferible que este flujo de aire pase a través de los devanados del transformador en
comparación con cualquier caudal de aire que reciba de un ventilador instalado en una sala de
transformadores de una pared.
Sin embargo, ambos se pueden combinar. Cuando se instala en una carcasa, se debe
evaluar el límite de carga del transformador, de acuerdo con los aumentos de temperatura del
transformador y de la carcasa de acuerdo con IEC 62271-202.
El aumento de temperatura de cada devanado del transformador, diseñado
para funcionar en condiciones de servicio normales, no deberá superar el límite
correspondiente especificado en la siguiente tabla cuando se pruebe de acuerdo
con IEC 60076-11.
La temperatura máxima que se produce en cualquier parte del sistema de
aislamiento del bobinado se denomina temperatura de punto caliente.
La temperatura de la zona caliente no deberá superar el valor nominal del
devanado de la zona caliente especificado en IEC 60076-11.
Esta temperatura se puede medir; sin embargo, se puede calcular un valor aproximado
a efectos prácticos utilizando la ecuación de IEC 60076-12 (Guía de carga).
Temperatura ambiente
DM107914
Temperatura del sistema Aumento medio de la
Devanado máximo
de aislamiento °C(1)
temperatura del devanado de puntos calientes
límites en la corriente
temperatura °C
nominal K(2)
105 (A)
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
–10
–20
–30
–40
–50
–60
–70
–80
120 (E)
130 (B)
155 (F)
180 (H)
200
220
105 (A)
60
130
120 (E)
75
145
130 (B)
80
155
155 (F)
100
180
180 (H)
125
205
200
135
225
220
150
245
(1) Las letras se refieren a las clasificaciones de temperatura que se dan en IEC 60085.
(2) Aumento de temperatura medido de acuerdo con la prueba de aumento de temperatura
de IEC 60076-11.
Cuando el transformador se instala dentro de una subestación prefabricada, se
aplica la norma IEC 62271-202 y se define la clase de aumento de temperatura
de la carcasa, mediante la introducción de requisitos sobre el comportamiento de
temperatura de la subestación (comprobados a través de una prueba específica
de aumento de temperatura).
1,2
1,1
1
0,9
Factor de carga para transformadores de tipo seco
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0,8
Esta clase refleja el sobrecalentamiento del transformador, comparado con el "aire abierto".
La figura siguiente muestra el factor de carga del transformador tipo seco fuera de
la carcasa de acuerdo con la temperatura del sistema de aislamiento eléctrico del
transformador (consulte IEC 60076-11).
Guía técnica de MT
I 13
Transformadores de potencia
Presentación
Temperatura ambiente
DM107915
Límites de aumento de temperatura
70
60
50
40
30
20
10
0
–10
–20
–30
–40
–50
–60
–70
–80
–90
1,2
Sin envolvente
Clase 5
Clase 10
Clase 20
Clase 25
Clase 30
1,1
1
La figura muestra el factor de carga del transformador de tipo seco en función de
la clase del armario y para el sistema de aislamiento de 155 °C del transformador.
Las cifras correspondientes a otros sistemas de aislamiento pueden encontrarse
en la norma IEC 62271-202.
Clase 15
0,9
0,8
Clase de armario (K)
NOTA: Transformadores de tipo seco con clase de aislamiento
de 155 °C (F), factor de carga en una envolvente.
El anexo D de la norma IEC 62271-202 proporciona las curvas
para otras clases de aislamiento.
Las curvas se deben utilizar tal como se indica a continuación en la figura
siguiente:
(a) seleccione la línea para la clase de armario;
(b) seleccionar la temperatura ambiente media en un periodo de tiempo
determinado para la ubicación de la subestación en el eje vertical;
(c) la intersección de la clase de la línea de la carcasa y la línea de temperatura
ambiente proporciona el factor de carga del transformador permitido.
Sobrecarga
Temperatura ambiente
La potencia nominal del transformador se asigna a las temperaturas de servicio
normales definidas por las normas:
• temperatura ambiente máxima de 40 °C;
• temperatura ambiente media diaria de 30 °C;
• temperatura ambiente media anual de 20 °C.
Se pueden producir transformadores bajo diferentes condiciones de temperatura
ambiente bajo pedido.
Sobrecarga
La sobrecarga nominal del transformador depende de la carga anterior del
transformador, de los devanados correspondientes o de la temperatura del aceite
al principio de la sobrecarga. A continuación se muestran ejemplos de la duración
permitida y los niveles respectivos de sobrecarga aceptable en dos tablas
diferentes, respectivamente, para los transformadores en baño de aceite mineral y
los transformadores secos.
Por ejemplo, si el transformador se carga continuamente con el 50 % de su
potencia nominal, el transformador puede sobrecargarse durante un tiempo
definido limitado por la temperatura alcanzada en comparación con la temperatura
máxima permitida.
En comparación con la versión anterior de la guía IEC y de este documento, la guía
de carga introdujo el contenido de oxígeno o humedad en el modelo.
Para el transformador de potencia sumergido en aceite mineral, la temperatura máxima
de limitación del aceite de la sobrecarga es de 98 °C. La duración de la sobrecarga
se ha definido como libre de aire y con un contenido de humedad del 0,5 %.
• Sobrecarga para transformador de potencia sumergido en aceite mineral
Continua anterior
carga
Temperatura
Duración (mín.) de la sobrecarga para niveles específicos de sobrecarga
del aceite antes (% de la potencia nominal)
de la sobrecarga
% de potencia nominal
°C
10 % mín.
20 % mín.
30 % mín.
40 % mín.
50 % mín.
50
44
225
135
90
65
42
75
60
147
73
39
22
14
90
72
55
16
9
6
4
También debe tenerse en cuenta que la temperatura del aceite no es una medida
fiable para la temperatura del bobinado, ya que la constante de tiempo del aceite
es de 2 a 4 horas, mientras que la constante de tiempo del bobinado es de 2 a 6 minutos.
Por lo tanto, la duración permitida de la sobrecarga debe determinarse con mucho
cuidado, ya que existe un peligro de que la temperatura del devanado supere la
temperatura crítica de 105 °C sin que sea visible para la temperatura del aceite.
14 I Guía técnica de MT
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Transformadores de potencia
Presentación
Eficiencia del transformador
• S
obrecarga para transformador de tipo seco
De acuerdo con IEC 60076-12 y para transformador con clase térmica de 155 °C (F)
Continua anterior
carga
Devanados
Temperatura
Devanado /
Punto Caliente
Duración (mín.) de la sobrecarga para niveles específicos de sobrecarga
(% de la potencia nominal) Temperatura máxima para puntos calientes 145 °C
% de potencia nominal
°C
10 % mín.
20 % mín.
30 % mín.
40 % mín.
50 % mín.
50
46/54
41
27
20
15
12
75
79/95
28
17
12
9
7
90
103/124
15
8
5
4
3
100
120/145
0
0
0
0
0
Ejemplo:
Supongamos que un transformador trifásico, 630 kVA,
20/0,4 kV, tiene 1200 W sin pérdidas en carga y 9300 W
de pérdidas en carga.
Determine la eficiencia del transformador a plena carga
(caso 1) y al 75 % de carga (caso 2) para el factor de
potencia 1,0 y 0,8.
• cosφ a plena carga = 1
S ×cosφ
Iasym =
=
=
S×cosφ+NLL+LL×(S/SB)2
630000×1,0
6300000×1,0+1200+9300×(1,0)²
98,36 %
Un transformador de alta eficiencia se corresponde con equipos diseñados para
un nivel bajo de pérdidas para garantizar un coste de propiedad reducido para el
usuario final.
Las pérdidas pueden dividirse en dos categorías: pérdidas de carga, que
son proporcionales a la carga del transformador (cuadrado de corriente); y
pérdidas sin carga, causadas por la magnetización del núcleo siempre que el
transformador reciba energía y sean constantes, independientemente de la carga
del transformador.
La eficiencia energética de un transformador está relacionada con los siguientes
factores de influencia:
• las pérdidas (carga y sin carga);
• vida útil del transformador;
• perfil de misión (aplicación).
Condiciones ambientales
Condiciones de servicio (uso de la frecuencia de tiempo, frecuencia de tiempo de carga).
Debe estudiarse el transformador para buscar un equilibrio óptimo teniendo en
cuenta el mejor equilibrio entre el perfil de carga, la carga y las pérdidas en vacío.
Entonces se alcanzará el Kg CO2eq más bajo.
• cosφ a plena carga = 0,8
=
=
630000×0,8
6300000×0,8+1200+9300×(1,0)²
97,96 %
• Carga 0,75 y cosφ = 1
S ×cosφ
Iasym =
=
=
S×cosφ+NLL+LL×(S/SB)2
0,75×630000×1,0
472500×1,0+1200+9300×(0,75)²
98,66 %
• Carga 0,75 y cosφ = 0,8
=
=
0,75×630000×0,8
472500×0,8+1200+9300×(0,75)²
98,33 %
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Guía técnica de MT
I 15
Transformadores de potencia
Presentación
Caída de tensión
Ejemplo:
Supongamos que un transformador trifásico, 630 kVA,
20/0,4 kV, tiene pérdidas de carga de 9300 W y una
impedancia de cortocircuito del 6 %. Determine la caída
de tensión a plena carga (caso 1) y al 75 % de carga
(caso 2) para el factor de potencia 1,0 y 0,8. La caída
de tensión se obtiene mediante la siguiente ecuación:
• cosφ a plena carga = 1
Udrop =
(1,0)×(1,4762×1+5,816×0) +
1/2×1/100×(1,0)2 (1,4762×0+5,816×1)2
=
1,645 %
• cosφ a plena carga = 0,8
Udrop =
(1,0)×(1,4762×0,8+5,816×0,6) +
1/2×1/100×(1,0)2 (1,4762×0,6+5,816×0,8)2
=
4,832 %
• Carga 0,75 y cosφ = 1
Udrop =
(0,75)×(1,476×1+5,816×0) +
1/2×1/100×(0,75)2 (1,476×0+5,816×1)2
=
1,202 %
(0,75)×(1,476×0,8+5,816×0,6) +
1/2×1/100×(0,75)2 (1,476×0,6+5,816×0,8)2
=
NOTA: En el caso de transformadores con varios devanados, la caída o el ascenso de tensión
no solo depende de la carga y el factor de potencia del propio devanado, sino también de la
carga y el factor de potencia de los otros devanados (consulte IEC 60076-8).
La necesidad de calcular la caída de tensión
Las definiciones de IEC referentes a la potencia nominal y a la tensión nominal
de un transformador implican que la potencia nominal es potencia de entrada,
y que la tensión de funcionamiento aplicada a los terminales de entrada de la
potencia activa (los terminales primarios) no debería, en principio, exceder la
tensión nominal. Por lo tanto, la tensión de salida máxima bajo carga es una tensión
nominal (o tensión de toma) menos una caída de tensión. La potencia de salida
con corriente nominal y la tensión de entrada nominal es, en principio, la potencia
nominal menos el consumo de potencia en el transformador (pérdida de potencia
activa y potencia reactiva).
Según los hábitos de Norteamérica, la clasificación de MVA se basa en mantener
la tensión secundaria nominal al impresionar en el devanado primario la tensión
necesaria para compensar la caída de tensión en el transformador con una
corriente secundaria nominal y con un factor de potencia de retraso del 80 %
o superior.
La determinación de la tensión nominal o tensión de toma correspondiente, que
es necesario para cumplir una tensión de salida específica a una carga específica,
por lo que implica un cálculo de la caída de tensión, usando cifras conocidas o
estimadas de la impedancia de corto circuito del transformador.
• Carga 0,75 y cosφ = 0,8
Udrop =
La caída de tensión es la diferencia aritmética entre la tensión en vacío de un
devanado y la tensión desarrollada en los terminales de un mismo devanado con
una carga específica y un factor de potencia, con la tensión suministrada a uno de
los otros devanados igual a:
• su valor nominal si el transformador está conectado a la toma principal (la tensión
sin carga del devanado es entonces igual a su valor nominal);
• la tensión de toma si el transformador está conectado a otra toma.
Esta diferencia se expresa generalmente como un porcentaje de la tensión en
vacío del bobinado.
3,595 %
Udrop = S/SB × (er cosφ +ex sinφ) + 1/2 × 1/100 × (S/SB)²×(er sinφ +ex cosφ)²
Donde las partes resistivas y reactivas son, respectivamente:
er
Udrop
Relación de caída de tensión en un
porcentaje de carga
%
LL
Pérdidas de carga
A
SB
Potencia del transformador
A
er
Parte resistiva
VA
Reino
Unido
(Uk)
Impedancia de cortocircuito
%
ex
Parte reactiva
VA
16 I Guía técnica de MT
ex
La parte resistiva.
er = LL/SB
La parte reactiva.
ex= √ (Uk2-er²)
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Presentación
Transformadores de potencia
Servicio en paralelo
Ejemplo:
Supongamos que tres transformadores funcionan en
paralelo. El primer transformador tiene una potencia
nominal de 800 kVA y una impedancia de cortocircuito
del 4,4 %. La potencia nominal y la impedancia de
cortocircuito de los otros dos transformadores son
500 kVA y 4,8 %, y 315 kVA y 4,0 %, respectivamente.
Calcule la carga total máxima de los tres transformadores.
Entre los tres transformadores, el tercer transformador
tiene la impedancia de cortocircuito mínima
• La carga del transformador 1
Pn, 1 =P1 × (Uk,min)/(Uk,1) = 800 × 4/4,4 = 728 kVA
• La carga del transformador 2
Pn, 1 =P2 × (Uk,min)/(Uk,2) = 500 × 4/4,8 = 417 kVA
• La carga del transformador 3
Pn, 1 =P3 × (Uk,min)/(Uk,2) = 315 × 4/4 = 315 kVA
• La carga máxima de los tres transformadores es:
Ptot = Pn, 1 + Pn, 2 + Pn, 3
= 728 + 417 + 315 = 1460 kVA
• Los tres transformadores tienen potencia total instalada:
P = P1 + P2 + P3
= 800 + 500 + 315 = 1615 kVA
De lo anterior se concluye que la carga total máxima
(1460 kVA) representa el 90,4 % de la potencia total
instalada (1615 kVA).
Debe tenerse en cuenta que, para que la carga total
El anexo informativo de la norma IEC 60076-1 establece que, aunque el servicio
en paralelo no es inusual, se recomienda que los usuarios consulten al fabricante
cuando se planifica el servicio en paralelo con otros transformadores, e identifiquen
los transformadores implicados.
Si para un transformador nuevo se requiere un servicio en paralelo con
transformadores existentes, esto se indicará y se proporcionará la siguiente
información sobre los transformadores existentes:
• potencia nominal;
• relación de tensión nominal;
• las relaciones de tensión correspondientes a las tomas distintas de las
principales;
• pérdida de carga con corriente nominal en la toma principal, corregida según la
temperatura de referencia adecuada;
• impedancia de cortocircuito en la toma principal y en las tomas extremas, si la
tensión en las tomas extremas es superior al 5 % diferente de la toma principal;
• impedancia en otras tomas, si está disponible;
• diagrama de conexiones, símbolo de conexión o ambos.
NOTA: En los transformadores de bobinado múltiple, la información complementaria será
generalmente necesaria.
En esta cláusula, el servicio en paralelo significa una conexión directa entre
terminales entre transformadores en las mismas instalaciones. Solo se tienen en
cuenta los transformadores de dos devanados. La lógica también es aplicable
a bancos de tres transformadores monofásicos. Para un servicio en paralelo
satisfactorio, los transformadores requieren:
• misma potencia (tolerancia ±10 %);
• misma tensión nominal;
- Mismo grupo vectorial,
- Tensión nominal de AT y BT (tolerancia de relación ±2 %).
• misma impedancia de cortocircuito (tolerancia ±10 %).
Estas tres condiciones se detallan con más detalle en las siguientes subcláusulas.
En la fase de consulta, es importante que las especificaciones de un transformador,
diseñado para funcionar en paralelo con un transformador existente específico,
contengan la información del transformador existente.
Algunas advertencias son prudentes a este respecto.
• No es recomendable combinar transformadores con potencias nominales muy
diferentes (digamos, de más de 1:2). La impedancia relativa natural para diseños
óptimos varía según el tamaño del transformador;
• Los transformadores construidos según diferentes conceptos de diseño pueden
presentar diferentes niveles de impedancia y diferentes tendencias de variación
en las tomas de regulación.
máxima sea igual a la potencia instalada total, los
transformadores deben tener la misma impedancia de
cortocircuito.
schneider-electric.com
Guía técnica de MT
I 17
Presentación
Transformadores de potencia
Grupo vectoriales comunes
de transformadores trifásicos
Símbolos Marcas de los terminales y diagrama
fasoriales de desplazamiento de fase
Devanado AT
Devanado BT
I
i
iii
ii
III
II
iii
III
ii
II
I
i
Yy0
Conexiones del bobinado
II
III
I
iii
I
ii
Yd1
i
I
Dd0
II
i
III
ii
II
II
III
I
iii
I
ii
Yd5
i
I
III
iii
Dy1
II
i
iii
II
III
ii
III
II
III
i
I
i
I
ii
Yy6
iii
I
Dy5
II
ii
II
III
iii
III
I
i
Dd6
II
ii
III
iii
III
II
iii
III
ii
II
I
I
i
Yd11
iii
II
III
ii
18 I Guía técnica de MT
i
I
Dy11
schneider-electric.com
Presentación
Ofrecemos soluciones modernas
de automatización, protección, control
y supervisión de subestaciones para
la distribución de energía, desde
subestaciones de BT hasta soluciones
de redes de transmisión de AT.
Protección, control y supervisión
Schneider Electric ofrece soluciones modernas de automatización, protección, control
y supervisión de subestaciones para la distribución de energía, desde subestaciones
de baja tensión hasta soluciones de redes de transmisión de alta tensión.
Con nuestra experiencia como líderes en protección, control y supervisión, y nuestra
presencia en todo el mundo, nos centramos en soluciones fáciles de usar y de alta
calidad, con las últimas normas del sector y la interoperabilidad como IEC 61850
para aportar valor a lo largo de todo el ciclo de vida de la energía.
Ofrecemos productos y soluciones ciberseguros para la automatización de la
energía en todos los segmentos, incluidas soluciones avanzadas para compañías
eléctricas. Para ello, Schneider Electric confía en el marco de IEC 62443.
Para el desarrollo seguro de los productos, Schneider Electric implementa las
directrices descritas en IEC 62443-4-1 e IEC 62443-4-2, mientras que para las
soluciones, los capítulos IEC 62443-2-4 e IEC 62443-3-3 son los referenciados.
Ofrecemos productos y soluciones para la automatización de la energía en
segmentos, incluidas soluciones avanzadas para compañías eléctricas. Somos
maestros de muchos dominios, incluyendo:
• sistemas de control de subestaciones;
• relés de protección;
• Detección, supervisión y control de defectos de MT;
• RTU;
• soluciones de automatización de redes.
EcoStruxure Power es la plataforma que digitaliza y simplifica los sistemas de
distribución eléctrica. Con soluciones de distribución de energía conectadas y
resistentes a los ciberataques, los equipos de operaciones de las instalaciones
reciben datos útiles para facilitar sus decisiones que ayudan a proteger a las
personas, proteger los equipos y maximizar la continuidad y el rendimiento del
negocio.
Enlace:
https://www.se.com/ww/en/work/campaign/innovation/power-distribution.jsp
Los avances en la tecnología, junto con los cambios significativos en las
organizaciones eléctricas, industriales y comerciales, han dado lugar a un nuevo
énfasis en la ingeniería de sistemas secundarios. Además de las funciones
tradicionales de medición, protección y control, ahora se exige que los sistemas
secundarios proporcionen un verdadero valor añadido a las organizaciones, como
una reducción del coste de capital durante toda la vida útil y un aumento de la
disponibilidad del sistema.
La evolución de los dispositivos conectados secundarios para formar sistemas
de control digital sigue aumentando enormemente el acceso a la información
disponible en la subestación, lo que da como resultado nuevas metodologías para
la gestión de activos.
Con el fin de proporcionar al ingeniero de subestaciones moderno habituado con
referencias de materiales, hemos producido una guía de referencia técnica [1] que
cubre aspectos de los sistemas de protección, desde conocimientos y cálculos
fundamentales hasta tecnologías básicas, y temas como respuesta transitoria y
problemas de saturación que afectan a los transformadores de medida.
Enlaces útiles:
[1] https://go.schneider-electric.com/WW_201910_
NPAG-ebook-full-access-Content_MF-LP-EN.
html?source=Content&sDetail=NPAG-ebook-full-access-Content_WW
NPAG para Windows
NPAG para Mac
schneider-electric.com
Guía técnica de MT
I 19
Transformación digital
Presentación
Gestión del rendimiento de los equipos
• Las innovaciones tecnológicas como
el Industrial Internet of Things, el análisis
de Big Data, la movilidad y la
colaboración en los flujos de trabajo
representan nuevas oportunidades para
mejorar significativamente la fiabilidad
de los equipos (fiabilidad, disponibilidad,
etc.) y el rendimiento.
• ISO 55001 especifica los requisitos de un
sistema de gestión de activos en el
contexto de la organización, abordando
los riesgos y las oportunidades para el
sistema de gestión de activos.
Identifica los riesgos potenciales de defecto
de los cuadros eléctricos entre las cinco
causas principales y aprende a evitarlos
Según un informe NETA, las cinco principales causas de defecto de un cuadro
para equipos electrotécnicos, de origen directo o indirecto, son las siguientes:
• conexiones sueltas (25 % de los casos de la compañía de seguros);
• defecto de aislamiento eléctrico;
• penetración de agua de diversos orígenes;
• desenchufado de los interruptores automáticos;
• protección de defecto a tierra.
¿Por qué?
• L
a economía circular solicita diseñar los residuos y la
contaminación, mantener el material en uso y regenerar
los sistemas naturales;
• La gestión de activos contribuye a prolongar la vida útil
de los equipos de MT, sus piezas y otros dispositivos.
El ecosistema general, incluida la gestión de activos,
contribuye a minimizar la huella ambiental mediante la
eficiencia energética y la eficiencia de los materiales
con el objetivo de crear una infraestructura
descarbonizada y minimizar otras emisiones.
• Seleccione y encienda activos oscuros;
• Minimiza el tiempo de inactividad, que puede ser mantenimiento no programado
relacionado con defectos en equipos o mantenimiento programado, con un
enfoque de mantenimiento predictivo;
• El mercado está cambiando a una visión holística y centrada en las operaciones,
donde las oportunidades de mantenimiento proactivo y predictivo permiten
al personal de primera línea actuar antes de que ocurran costosos defectos
o tiempos de parada.
DM107934
¿Para qué?
Cambio enfocado en
el Eco-diseño
(economía circular,
PEFCR, E+ C-, etc)
Analizar datos
Modelos robustos
de envejecimiento
Base de las
condiciones de
mantenimiento
Gestión
predictiva de
los activos
Normas &
regulaciones
Operador
Sistema de
gestión de los
activos
• Cableado o sin cablear
• Bajo consumo
Ancho de la red de trabajo
Equipo de
potencia
Selecciona y marca
los activos afectados
por factores que
influyen en el modelo
de envejecimiento
Datos
Análisis
20 I Guía técnica de MT
Perfiles de referencia
Ensayos de verificación
Perfil medioambiental del producto
(PEP) en fase inicial de diseño
Redes
schneider-electric.com
Transformación digital
Presentación
Las condiciones de uso influyen en la
huella ambiental
¿Cuáles son los requisitos previos?
Las condiciones de servicio influyen en la
huella medioambiental del producto
(PEF, LCA, PEP, etc.)*
*: La evaluación del ciclo de vida de un producto requiere
una vida útil técnica prevista como datos de entrada, que
depende de las condiciones de uso normales.
Debido a esto, se recomienda especificar en la guía de
instalación del producto las condiciones durante las
cuales se alcanzaría la vida útil esperada, permaneciendo
dentro de las condiciones ambientales y de utilización
normales (condiciones de uso normales).
DM107939
• L
as condiciones ambientales y de utilización son los factores clave que influyen
en a vida útil del producto. La vida útil se compone del tiempo de vida útil de
referencia (RLT) esperado de cualquier producto, evaluación del ciclo de vida
(LCA) y la huella ambiental del producto (PEF) o perfil medioambiental del
producto (PEP). En algunos casos, las condiciones ambientales no se pueden
controlar y es necesario usar intervalos de mantenimiento más frecuentes o de
envejecimiento prematuro.
Clima
Destacado
Térmico
Mecánico
1. 2.
3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. Generación de lenguaje natural
Reconocimiento de voz
Plataformas de aprendizaje automático
Agentes virtuales
Gestión de decisiones
Hardware optimizado para AI
Plataformas de aprendizaje profundo
Automatización robótica de procesos
Análisis de texto y NLP
(procesamiento de lenguaje natural)
10. Biométrica
Vida útil de
referencia
Campos
electromagnéticos
Contaminación. Etc.
Condiciones de uso
(mejor escenario conocido)
Metodologías de inteligencia artificial (IA)
PEP
Eléctrico
Durabilidad
técnica
¿Cómo puedes reducir riesgos?
• P
ara una mejor evaluación de riesgos, amplíe los sentidos del operador usando
sensores adicionales y optimice la toma de decisiones utilizando diversas
metodologías y análisis, como el modelo de degradación física, el aprendizaje
automático o cualquier otra tecnología de inteligencia artificial (IA).
¿Cómo comenzar?
• L
a transferencia de funciones del modelo anticuado es compleja. En el caso de
los productos electrotécnicos, los factores que influyen en el entorno podrían
resumirse con la temperatura, la humedad y el contaminante. y los factores que
influyen en el servicio deben ser la tensión, la corriente y el factor de carga.
¿Debería especificar la tecnología o
centrarse en su tiempo de actividad?
• E
xisten numerosos protocolos de comunicación inalámbrica y es necesario
realizar un análisis funcional específico para tomar la decisión correcta. Para una
subestación, se debe seguir la serie de normas IEC 61850 y el modelo de
información común (CIM) para maximizar el tiempo de actividad y los
intercambios de datos seguros. Sin embargo, algunos protocolos inalámbricos
seguros pueden contribuir a maximizar el registro de datos, ayudando a cualquier
evaluación de envejecimiento como ZigBee Green Power (ZGP).
schneider-electric.com
Guía técnica de MT
I 21
Transformación digital
Presentación
Ejemplo de protocolos de
comunicación inalámbrica
Rango medio
Ratio de datos
DM107013
La comparación entre estos protocolos debe analizar el coste del producto,
la vida útil de la batería, la suscripción de radio, la CEM durante el servicio y el
mantenimiento, y el tratamiento de datos. El coste y la fiabilidad siguen siendo
las principales funciones esperadas. ZigBee se ha diseñado para entornos de
radiofrecuencia hostiles, de acuerdo con la norma IEEE 802.15.4, con funciones
que incluyen la prevención de colisiones, la detección de energía del receptor, la
indicación de calidad de conexión, la evaluación clara del canal, el reconocimiento,
la seguridad, la compatibilidad con franjas horarias garantizadas y la renovación
de paquetes. ZigBee Green Power (ZGP) se desarrolló originalmente como un
estándar inalámbrico de baja potencia para admitir dispositivos de recolección
de energía.
5G
4G
3G
2G
Rango corto
BLE Bluetooth
80 m
WiFi
50 m
RFID
WPAN
IEEE 802.15.6
Rango largo
VSAT
6lowPan
ZigBee
IEEE 802.15.4
100 m
LPWAN
Ingrávido
5 km
LoRa
5-50 km
f (densidad)
Sig-Fox
5-50 km
f (densidad)
RANGO
22 I Guía técnica de MT
schneider-electric.com
Transformación digital
Presentación
Arquitectura MT/BT
Esta arquitectura de MT/BT se basa en las tres capas de nuestra plataforma
EcoStruxure. Mediante el uso de sensores térmicos, como se muestra
a continuación, esta arquitectura supera las diversas limitaciones que surgen
cuando se debe implementar un sistema de rendimiento de activos.
DM107940
Subestación eléctrica digitalizada de MT/BT
Cloud
Conexión
móvil
Edge
Local
Detección de
presencia
Temperatura
y humedad
Detección de
inundación
DM107941
Sensores para evaluación digital
Análisis
Redes
Sensores
Datos
Autoalim
entado
0 a +80 °C
+110 °C
Supervisión de
condiciones &
mantenimiento
predictivo
Punto de
rocío
Evaluación del
envejecimiento
schneider-electric.com
0 a +40° C
Recuperación de
la energía
Sin batería
Interoperable
Flexible
Respetuoso con el
medio ambiente
O
Alimentado
por batería
+120 °C
0 a +35 °C
+90 °C
98 % HR
Guía técnica de MT
I 23
Presentación
Redes inteligentes
Las compañías eléctricas de hoy tienen que transformarse en compañías
inteligentes. Aquellos que logren tener éxito en esta transición operarán una red
inteligente eficiente, descarbonizarán su generación y brindarán nuevos servicios
a sus clientes.
Compartimos [1][2] cómo las compañías eléctricas comienzan en este viaje para
convertirse en compañías eléctricas más inteligentes y cómo abordar los nuevos
modelos de negocios mientras logran un alto grado de fiabilidad y seguridad en la
red. Tenemos una larga historia de participación en la industria de servicios.
Desde finales del siglo XIX, nuestros expertos han trabajado en conjunto con
nuestros socios de servicios para entregar energía estable a hogares y negocios.
Ahora los riesgos son mayores porque el mundo está conectado digitalmente, y la
prosperidad humana depende de la capacidad de las redes eléctricas de ofrecer
alimentación 24/7 en todo el mundo.
Creemos que nuestra misión conjunta puede mejorar la vida de las empresas y
de los 1.300 millones de personas que aún no tienen acceso a la red eléctrica.
También somos muy conscientes del impacto de las actividades de generación
de energía en el bienestar del planeta.
Escribimos el libro 'Powering an "always on" world' [1] para describir cómo la
automatización ayudará a las compañías eléctricas a modernizarse, ampliar sus
redes y salvar la brecha entre los sistemas de información y las operaciones para
aprovechar los datos para mejorar el servicio al cliente.
Analizamos cómo las compañías eléctricas pueden administrar mejor la demanda
flexible para mitigar la generación variable. También exploramos cómo las
compañías eléctricas pueden mejorar de manera rentable sus plantas, integrar
recursos renovables y construir microrredes para generar energía más limpia
y fiable.
El libro incluye los siguientes capítulos:
(1) La industria de servicios públicos: Una evaluación actual
(2) Administración de activos: Simplificación a pesar de la proliferación de grandes
volúmenes de datos
(3) La red inteligente: Ya no es solo un mito
(4) Garantizar la relevancia de la energía nuclear y contribuir a su participación
(5) Integración de energía renovable: Un acto de equilibrio delicado
(6) Manejar la demanda y la influencia de los "prosumidores"
(7) Por qué las microrredes están aquí para quedarse
(8) Cómo solucionar el problema de la seguridad de la red
(9) Subcontratar para acelerar: Cómo sobredimensionar los niveles de habilidades
Nuestra plataforma EcoStruxure Grid ofrece arquitecturas y servicios digitales
para cerrar la brecha entre la oferta y la demanda, cubriendo el ciclo de vida
integral (desde la planificación, el diseño, la construcción, el servicio hasta el
mantenimiento) para ayudar a las compañías eléctricas a lograr un futuro más
sostenible.
Ofrece un conjunto de soluciones integradas para mejorar la fiabilidad, eficiencia
y flexibilidad de la red. La integración de datos se basa en conceptos de Digital
Twins (Gemelo Digital) que permiten el modelado, la simulación y la optimización
de la planificación y las operaciones de la red, la gestión de los activos de la red
y la gestión del lado de la demanda.
Enlaces útiles:
[1] Smart Utility Ebook Capítulo 1
https://go.schneider-electric.com/EMEA_Cross-BU_UK_201710_Smart-UtilitieseBook-PF-Page.html?source=Content&sDetail=Smart-Utilities-eBook&
24 I Guía técnica de MT
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Entorno
Presentación
Los nuevos marcos regulatorios, de normalización [1] y de asociaciones
estructuran la nueva forma del mundo en los aspectos ambientales, mejorando y
coordinando estos.
Las Naciones Unidas han puesto en marcha los principales objetivos de desarrollo
de la sostenibilidad (GSD), que han sido transmitidos por muchos programas a
nivel regional, nacional, corporativo [2], [3] o de asociaciones.
De hecho, se ha demostrado que un diseño optimizado de la instalación, tomando
en cuenta las condiciones de operación, la ubicación de las subestaciones MT/BT
y la estructura de distribución (cuadros de distribución, conductos, cables,
metodología de enfriamiento), puede reducir sustancialmente el impacto ambiental
(agotamiento de la materia prima, agotamiento de la energía, término de vida útil),
especialmente en términos de eficiencia energética.
Además de su arquitectura, la especificación ambiental del componente eléctrico
y el equipo es un paso fundamental para una instalación ecológica, en particular
para garantizar una información ambiental adecuada y anticipar la regulación.
La siguiente cláusula resume los pilares, las acciones y el marco de
estandarización para especificar mejor.
Ecosistemas
Los modelos para ecosistemas son muy complejos, como los sistemas que se
encuentran en la industria de la automatización. Un objetivo se alcanzará mejor
si sabemos atribuirle un modelo dinámico que solo buscará converger hacia el
objetivo.
El siguiente esquema de control muestra las entradas y salidas de un ecosistema
como los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y lo que se observa y controla
con el apoyo de modelos que representan un gemelo digital, compensando las
incertidumbres del modelo.
DM107916
Modelo de referencia
Gemelo digital
&
Mecanismo de ajuste
Normalización
(evaluación)
Regulaciones
Entradas
Necesidad de usuarios
y fabricantes
(ciudadanos)
Regulaciones
Gestión de activos
Controlador adaptativo
Usuarios y
fabricantes
Estandarización
(controles)
Ecosistema estable
Operación y
sistema
medioambiental
Objetivos de Desarrollo
Sostenible ODS
FIN DE LA
POBREZA
ENERGÍA ASEQUIBLE Y
NO CONTAMINANTE
ACCIÓN POR EL
CLIMA
HAMBRE
CERO
SALUD Y
BIENESTAR
TRABAJO DECENTE Y
CRECIMIENTO
ECONÓMICO
INDUSTRIA, INNOVACIÓN E
INFRAESTRUCTURA
VIDA
SUBMARINA
VIDA DE ECOSISTEMAS
TERRESTRES
EDUCACIÓN DE
CALIDAD
REDUCCIÓN DE LAS
DESIGUALDADES
PAZ, JUSTICIA E
INSTITUCIONES
SÓLIDAS
IGUALDAD DE
GÉNERO
CIUDADES Y
COMUNIDADES
SOSTENIBLES
AGUA LIMPIA Y
SANEAMIENTO
CONSUMO Y
PRODUCCIÓN
RESPONSABLES
ALIANZAS PARA
LOGRAR LOS
OBJETIVOS
OBJETIVOS
DE DESARROLLO
SOSTENIBLE ODS
&
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Guía técnica de MT
I 25
Presentación
Entorno
Se busca la estabilidad de cualquier ecosistema desviado antes de garantizar
su resiliencia.
Este enfoque podría utilizarse cuando la Comisión Europea adopte un nuevo
Plan de Acción para la Economía Circular en el marco del programa Green Deal
que se pide mejorar las herramientas de simulación para captar los beneficios
de la economía circular en la reducción de las emisiones de gases de efecto
invernadero a nivel de la UE y nacional. Detalles del 8º programa de acción
ambiental (EAP) explica cómo alcanzar los SDG para el 2030. En su evaluación
del 7º PEA, la Comisión de la UE llegó a la conclusión de que los progresos
relativos a la protección de la naturaleza, la salud y la integración de las políticas
no eran suficientes.
Además, esa representación es necesaria porque se debe entender que muchas
herramientas normativas y reglamentarias actúan en medida (observabilidad)
cuando otras buscan la implementación de medidas (controlabilidad).
Esto es, por ejemplo, lo que sucede cuando se aplica la norma ISO/IEC 62430
para diseños ecológicos y cuando se miden sus efectos con la norma EN 50693
que trata sobre "Reglas de categoría de producto para evaluaciones del ciclo de
vida (LCA) de productos y sistemas electrónicos y eléctricos". Desde 2020, la
IEC, antes de cualquier nueva propuesta sobre el tema de trabajo, pide que se
identifique la contribución esperada a los ODS.
Por ejemplo, la IEC puso en marcha un nuevo grupo de trabajo en el marco del
TC111 que se ocupa de la reducción de las emisiones de GEI, incluidos los
aspectos digitales, para evitar los efectos adversos en el logro del G13.
Enlaces útiles:
Estandarización para el ecodiseño y la economía circular
[1] Contribuye a Sustainability https://www.se.com/id/en/download/
document/998-2095-02-27-20AR0-EN/
Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de las Naciones Unidas
[2] https://www.se.com/us/en/download/document/SDG_SSI/
The 2030 Climate Change Imperative: Tres acciones a tomar antes de que se agote
el tiempo
[3] https://perspectives.se.com/research/2030-scenario-white-paper
26 I Guía técnica de MT
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Presentación
Entorno
Reclamaciones ecológicas
Incluso si los diseños ecológicos no son nuevos, se deben continuar los esfuerzos.
Es necesario verificar si los sistemas de medición pueden medir las expectativas
expresadas a través de los SDG.
Se identifican cuatro principios para las mediciones pertinentes del desempeño
sostenible:
Métodos para fortalecer la calidad de los datos y combatir el lavado ecológico:
El método de evaluación del ciclo de vida (LCA) es el mejor método para evaluar
el impacto ambiental de productos y sistemas. Las situaciones de ACV deberían
incluir circularidades de los materiales, evitando que el enfoque de la cuna a la fosa
sea demasiado lineal. Para ello, todas las normas EN 4555x publicados entre 2019
y 2020 deben ser adoptados por comités de producto y luego adaptados.
Sobre la base de los enfoques sectoriales existentes:
Los sectores específicos deben garantizar la disponibilidad de las normas
específicas del producto (PSR) para llevar a cabo una evaluación del ciclo de
vida, según lo hace la IEC TC121 en el IEC TS 63058 y como lo lanzan también
el CENELEC TC17AC para equipos de alta tensión. Este artículo destaca varios
elementos que deben considerarse en un PSR para el equipo AT.
Se debe especificar el uso de bases de datos reconocidas, como bases
de datos de ACV de la UE que puedan apoyar la medición de los objetivos
medioambientales.
El alcance de la evaluación de la huella ambiental se limita a un producto
utilizado en sistemas:
Para diferentes ecosistemas como infraestructuras, existen otras herramientas
de evaluación que se utilizan para certificaciones HQE, LEED, BREEAM o
equivalentes. Para otros ecosistemas se deben considerar diversas evaluaciones
de los marcos de evaluación existentes (proyecto de divulgación de carbono
(CDP), iniciativa de presentación de informes mundiales (GRI), Directiva de
informes no financieros, etc.).
Interoperabilidad y disponibilidad de datos:
La transparencia, la comparabilidad y, por lo tanto, una competencia justa solo
se habilitarían si los datos están disponibles en formato digital. Para lograr ese
objetivo, los datos deben ser interoperables y fáciles de acceder y comprender.
El uso del sistema internacional de datos del ciclo de vida de referencia (ILCD) y
de un catálogo de datos para equipos de AT para alimentar el diccionario de datos
común IEC o la plataforma industrial como ecl@ss deberían operar. Para el equipo
de alta tensión, en 2020 se publicó un primer informe IEC del TC17 AHG7 de IEC.
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Guía técnica de MT
I 27
Entorno
Presentación
Categorías de impacto LCA y SDG
DM107917
El manual de la ILCD y el estudio del Centro Común de Investigación (JRC) sobre
el LCA convergen de los efectos ambientales (puntos medios) a las esferas de
protección como la salud humana, el medio ambiente natural y los recursos
naturales (puntos finales).
Esto permite identificar los SDG afectados cuando se realiza una LCA.
Un estudio realizado por el centro de investigación europeo JRC identificó
varios vínculos con el SDG 12 correspondientes a un consumo y producción
responsables que tiene relación con más ODS, como los ODS 7, 8, 9 y 11.
De acuerdo con la norma ISO 14044, el JRC aplica la ponderación en las categorías
de impacto, que es un paso de interpretación opcional de un estudio completo de
LCA. La siguiente figura muestra las relaciones con los SDG y el loop cerrado con
categorías de impacto de punto medio y su impacto en los puntos finales.
Se debe considerar el ciclo de vida del equipo de AT utilizado en un sistema y no
aquellos relacionados con la organización. A fin de identificar mejor las acciones
a tomar durante la fase de diseño, es importante identificar los factores influyentes
considerados por el método de medición que es LCA.
Puntos intermedios
Uso neto de agua
Uso de recursos: fósil
Marterial específico
Uso del suelo
Toxicidad humana, efectos no cancerígenos
Eutrofismo terrestre
Eutrofización, agua dulce
Cambio Climático
Uso de recursos - minerales y metales
Formación de ozono fotoquímico
Deterioro del ozono
Radiación ionizante
Toxicidad humana, efectos del cáncer
Eutrofización marina acuática
Ecotoxicidad del agua dulce
Acidificación
30 %
3,775
3,775
25
20
15
0
6,31
4,78
7,94
8,96
21,06
10
5
4,16
4,16
8,51
5,01
1,84
2,13
3,71
2,80
0,96
SALUD Y
BIENESTAR
2,96
0,96
AGUA LIMPIA Y
SANEAMIENTO
ACCIÓN POR EL
CLIMA
VIDA
SUBMARINA
6,20
VIDA DE ECOSISTEMAS
TERRESTRES
ODS
ENERGÍA ASEQUIBLE Y NO
CONTAMINANTE
TRABAJO DECENTE Y
CRECIMIENTO ECONÓMICO
INDUSTRIA, INNOVACIÓN E
INFRAESTRUCTURA
CIUDADES Y COMUNIDADES
SOSTENIBLES
CONSUMO Y
PRODUCCIÓN
RESPONSABLES
Esto demuestra las interdependencias entre los GSD y las categorías de impacto
recomendadas por la norma EN 50693, y la importancia para la estabilidad de los
ecosistemas asociados.
Categorías de impacto LCA, SDG y economía circular
La noción de concepto es importante para estructurar ideas y relaciones.
Hasta la fecha no hemos identificado un concepto suficientemente sólido
que pueda respaldar las definiciones ya existentes en los diversos comités
de normalización o en los reglamentos vigentes.
Una de las relaciones entre la eficiencia material y la gestión de valor es la
fiabilidad. La fiabilidad infinita no es realista, pero se debe entender que el
problema de fiabilidad es el punto de partida para la circularidad de los materiales.
Por lo tanto, la durabilidad de un producto, su límite y su capacidad para
reutilizarse o la capacidad de sus materiales y piezas deben aparecer en la
cadena de valor.
La primera orientación del subconjunto del producto depende de si se declaran
como residuos o no como se muestra. Las dos figuras siguientes muestran cómo.
28 I Guía técnica de MT
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Entorno
Presentación
Equipo de MT y aspectos ambientales
Esta subcláusula describe cómo especificar mejor los aspectos ambientales de los
equipos de AT en relación con la regulación y estandarización de las tendencias
evolutivas, reflejando las necesidades del usuario y del planeta. El diseño
ecológico ha estado presente en las actividades de I+D de los fabricantes durante
muchos años, incluso si el cuadro de AT no está dentro del alcance de la directiva
Ecodesign de la UE. Como información, el estudio preparatorio para la revisión
de esta directiva, como el texto adoptado para el Plan de Acción de la Economía
Circular (CEAP), debería abarcar productos no relacionados con la energía (ErP).
Aspectos ambientales:
De acuerdo con la Guía 109 de la IEC, los aspectos ambientales pueden resumirse
con la conservación de los recursos, la conservación de la energía, la prevención
de la contaminación y la prevención de los residuos. De acuerdo con la norma
ISO/IEC/IEEE 82079-1, la información adicional relacionada con los aspectos
ambientales, la vida útil esperada y su conjunto de condiciones asociadas deben
encontrarse en la instrucción para el uso de equipos de AT.
Pensamiento del ciclo de vida
DM107918
El primer paso para una consideración holística es el pensamiento del ciclo de
vida, que tendrá en cuenta los casos de uso identificados previamente por un
análisis funcional.
El ciclo de vida considerado debería considerar las circularidades materiales, como:
Producto
Concepto
Marketing del producto
Inicio
Desarrollo
Sistema relacionado
con el producto
Concepto
Extracción de materia
primera
Producto de diseño
respetuoso con el
medio ambiente
Inicio Sistema de marketing
Aprovisionamiento del
producto
Sistema de planificación
Producción
Diseño conceptual
Reciclado
Fabricación de
componentes
Desarrollo
Montaje
Fabricación del
producto
Sistema de diseño respetuoso
con el medio ambiente
Recuperación
Adquisición del sistema
Documentación del
producto
Refabricación
Sistema de análisis
Sistema de desarrollo
Sistema de
documentación
€
Aprovisionamiento
€
Registro de base de datos
de activos (materiales, etc.)
Logística del producto:
transporte, almacenamiento
Construcción
Instalación del producto
Integración del sistema
Puesta en servicio
Uso normal
Uso previsto
Remodelación
(Mantenimiento-Reparació
n-Actualización)
Reutilización
Funcionamiento del producto
Supervisión del estado del producto
Desinstalación
Desmantelamiento
Fin de vida
Retirada
Reciclado de material
Residuos al vertedero
Fin
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Guía técnica de MT
I 29
Presentación
Entorno
La siguiente figura muestra un ejemplo de las partes interesadas, sus relaciones
e interdependencias, describiendo las funciones que deben repetirse para cada
fase de la vida a lo largo del ciclo de vida. En cada fase de vida, una selección de
las interacciones más relevantes ayuda a identificar las funciones esperadas en
relación con los casos de uso.
Fases del ciclo de vida
Partes interesadas
Digitalización
Interruptor MT
y cuadro de control
Contexto
Sustentables
Objetivos de desarrollo
Referencial
Versión más detallada:
https://www.se.com/fr/fr/download documento/998-2095-02-27-20AR0-EN/
Eficiencia del material
Para apoyar la eficiencia material para una economía circular, se publicó un conjunto
de normas de la UE del CENELEC JTC10 en 2019 y 2020. Todas estas normas se
han creado para evaluar principalmente las capacidades de las circularidades
de materiales: acondicionamiento (mantenimiento, reparación, reutilización,
actualización, actualización, % de contenido reutilizado), refabricación, reciclaje,
recuperación, % de contenido reciclado, % de contenido reutilizado. Sin embargo,
es necesaria una evaluación holística, como la evaluación del ciclo de vida, para
confirmar la eficiencia material, minimizando la huella ambiental.
Este enfoque amplía el alcance de la evaluación de las circularidades del material
como se muestra a continuación:
CRM
Durabilidad
Actualizar
Reutilizar
Renovación
Mantener
Piezas
reusadas
Actualización
Reparación
Remanufacturar
Recicle
Recuperación
Evaluaciones para la eficiencia
de los materiales del producto
(CEN CENELEC EN 4555x estándar)
CRM*
Reutilizar
Ahorro de energía Actualizar
Actualización
Renovación
Recicle
Durabilidad
Recuperación
Fiabilidad
Reparación
Remanufacturar
Huella ambiental
Material secundario
Digitalización
Eficiencia energética
Interoperabilidad
Ciberseguridad
Diseño circular optimizado que minimiza
la huella ambiental de los productos y sistemas
Que puede requerir concesiones
Sin sacrificios por la salud y la seguridad.
(*) CRM: Material bruto crítico
El enfoque sistemático del diseño y el desarrollo de productos, destinado a
minimizar su impacto ambiental negativo, se conoce como diseño ecológico del
desarrollo del niño en la primera infancia. El proceso de desarrollo del niño en la
primera infancia y los requisitos para los equipos eléctricos y electrónicos (EEE)
se describen en la norma IEC 62430.
La siguiente es una figura modificada de la Guía 109:2012 de la IEC que
muestra la relación entre las necesidades funcionales y las funciones técnicas,
considerando el ciclo de vida para evaluar la huella ambiental descrita por
categorías de impacto seleccionadas.
30 I Guía técnica de MT
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Entorno
Presentación
Circularidades materiales del equipo de MT para evitar
impactos adversos
Cuando se aplica en una fase de diseño de un equipo de MT que se espera que
opere de acuerdo con su perfil de misión a lo largo de su vida útil, una evaluación
de riesgos identifica la necesidad de evitar SF6, un aumento de la eficiencia del
material y las respectivas circularidades materiales.
Los elementos de eficiencia de material más importantes son, en orden:
1 La durabilidad o la extensión de la vida útil
• a. Durabilidad técnica desde el primer uso hasta la primera limitación de eventos,
vinculada a la fiabilidad.
Esta durabilidad técnica puede ser soportada por actividades de mantenimiento
(preventivo, basado en condiciones y predictivo) y en caso de cualquier
actualización (analítica - software);
• b. La durabilidad funcional se cumple tan pronto como se alcanza un estado de
limitación y se basa en cualquier otra actividad de acondicionamiento (reparación
correctiva) a recuperar;
• c. Un estado funcional. Otra circularidad material puede considerarse como reutilización.
2 La capacidad de actualización en los niveles de ensamblaje y dispositivos de
conmutación (por ejemplo: capacidad de extender un cuadro de media tensión
utilizando una solución descarbonizada adaptada a las necesidades, evitando
reemplazar todo el tablero de media tensión.
3 La capacidad de la logística inversa para dominar la gestión de residuos, como la
gestión del medio de aislamiento y cualquier capacidad de reciclado y
recuperación, si existe.
4 La capacidad de reciclado para la recuperación de materiales
• a. La tasa de reciclaje mejora la huella ambiental y minimiza la recuperación de energía;
• b. Para el cuadro de MT, la SF6 se recicla, incluso si hay pocas normas que
mencionen una reutilización.
Se debe realizar una evaluación holística con la evaluación del ciclo de vida
(LCA) usando reglas específicas del producto para el equipo de MT para medir
la influencia de la eficiencia material, la eficiencia energética y la reducción de
cualquier emisión. La primera acción para reducir drásticamente las emisiones,
como el potencial de calentamiento global que afecta al cambio climático, es la
sustitución del SF6 por aire puro, incluso si se reciclan SF6 o gases alternativos.
De lo contrario, deberá prestarse atención para evitar posibles efectos adversos
causados por la toxicidad de los gases alternativos.
Los beneficios del cuadro libre de SF6 contribuyen a la descarbonización del
sistema utilizando una metodología que ha sido evaluada en vista de los requisitos
de ISO 14067 e ISO 14021 [6].
Foco en la durabilidad técnica y funcional
Para el equipo de MT, el primer requerimiento es la capacidad de soportar las
tensiones durante toda la vida útil. Esto se logra si se monitorean las condiciones para
verificar si la vida útil puede extenderse o si se deben aplicar algunas precauciones
en caso de envejecimiento prematuro hasta que se alcance el primer evento
limitante, estamos dentro de la durabilidad técnica; luego cualquier actividad de
acondicionamiento (mantenimiento correctivo) contribuye a la durabilidad funcional.
EN 45552:2020 trata sobre los métodos de evaluación de durabilidad incluyendo la
fiabilidad. Las evaluaciones son más detalladas en comparación con el análisis de
durabilidad de IEC 62308. La siguiente figura muestra la limitación de durabilidad y
su extensión, así como las diferentes circularidades materiales.
DM107919
Reutilización, Renovación, Refabricar
Reutilización
Renovación
Estados
funcionales
Sin rechazo
(usuario)
Estados
límites
Reutilización
Límite final de la
durabilidad
Decisión de no
reparar
Fin de
vida
Fin de uso
Fin del número
de usos
Desecho
(usuario)
Límite de fiabilidad
Refabricación
Vida útil
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Recurso
evaluable
Sin rechazo
(gestor de
residuos)
Evaluación de
recursos
Desecho (gestor
de residuos)
Recuperación
(energía, materiales)
Guía técnica de MT
I 31
Entorno
Presentación
La etapa de diseño considerará todas las fases de vida útil del equipo de MT
cuando se utilice en un sistema. El uso normal y el uso previsto son diferentes
según sus respectivas definiciones de IEC. Necesitan especial atención para
identificar posibles brechas con las condiciones consideradas para el diseño.
Las siguientes figuras muestran cómo identificar cualquier precaución y
parámetros influyentes relacionados, respectivamente, con el envejecimiento
potencial prematuro.
DM107920
• Condiciones ambientales
Localización:
(Datos climáticos y/o Medidas)
Contaminación:
(AQI*, Mediciones, Aplicación)
Descripción y simulación de tensiones:
(Coordinación de aislamiento)
Ubicación
y edificio
*AQI: Air Quality Index
Quirófano y alrededores
Montajes Eléctricos y Equipos MT
Sala y equipo
de MT
Desmantelamiento
Desmantelamiento
Utilización
Mantenimiento
Mantenimiento
Puesta en marcha
Integración
Componente
Material
Almacenamiento
Estudio de fiabilidad
Transporte
Evaluación del envejecimiento
Almacenamiento
Modelado de daños
Uso normal
Almacenamiento
Descripción y simulación de tensiones
(simulación térmica vs factor de carga)
DM107921
• Condiciones de operación
Esfuerzos Eléctricos debidos a la función
del equipo
Temperatura de estado estacionario
debido al autocalentamiento
Variaciones de Temperatura por
encendido y apagado del equipo
Ubicación
y edificio
Vibración debida al funcionamiento
Condiciones adversas por humedad
y condensación
Sala y equipo
de MT
Utilización
Puesta en marcha
Integración
Almacenamiento
Almacenamiento
Transporte
Componente
Material
Uso previsto
Almacenamiento
Cualquier otro estrés puede
causar fallas
Recomendaciones para la evaluación del ciclo de vida (LCA)
La evaluación del ciclo de vida es un proceso reconocido para evaluar el impacto
ambiental de un equipo cuando se utiliza en un sistema. Las reglas de categoría
de producto deben cumplir con la norma EN 50693, que se transformará en
reglas específicas de producto para el equipo de MT. El proceso LCA se aplica
y reconoce ampliamente, como por ejemplo el ecopasaporte de PEP [3], etc.
Vida útil de referencia
LCA es válida para una vida útil de referencia. Las condiciones de servicio se
definen en la serie de normas IEC 62271 1 y están relacionadas con el rendimiento
verificado por las pruebas de tipo, mientras que se necesitan las condiciones de
servicio medias para la vida útil de referencia. Aunque la vida útil de referencia
del LCA solo sea para fines de cálculo, es importante conseguir coherencia
entre la vida útil de referencia y la evaluación de durabilidad de acuerdo con
las condiciones ambientales y de servicio medias.
Los equipos de MT están cubiertos por las normas IEC TC17 divididas en dos
categorías: dispositivos de conmutación y conjuntos. LCA tendrá que definir la
unidad funcional respectiva con sus valores nominales que influyan en su diseño.
Es necesaria una descripción detallada del equipo estudiado, que describa lo que
se incluye y no se incluye en la evaluación. Como mínimo de información deben
ser las propiedades estandarizadas de la placa de características. Los límites del
sistema basados en el diagrama del sistema deben especificarse de acuerdo con
el ciclo de vida descrito anteriormente.
32 I Guía técnica de MT
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Presentación
Entorno
Reglas de corte
Los criterios de corte son importantes y podrían diferir aún más de la referencia en
las reglas específicas del producto (PSR). Los impactos en masa, energía y medio
ambiente no tomados en cuenta no deben ser inferiores respectivamente al 5 % de
la masa de la unidad funcional, la energía primaria del ciclo de vida y el impacto
ambiental total del ciclo de vida.
En lo que respecta al estudio LCA, estas normas de corte pueden considerarse si
el fabricante demuestra que no tienen un impacto ambiental desproporcionado en
el informe LCA.
Escenarios
El escenario predeterminado para los dispositivos y conjuntos de conmutación de
MT se definirá teniendo en cuenta al menos la vida útil de referencia y su conjunto
medio de condiciones, la tasa de carga y la tasa de tiempo de carga. Algunas
aplicaciones pueden requerir varios conjuntos de escenarios, pero la información
refleja las propiedades medias para comparar los equipos AT.
El PSR de la UE para equipos de AT especificará la mezcla energética más
reciente y adaptada, como la energía disponible bruta (GAE), la producción de
electricidad bruta (GEP) y la intensidad de las emisiones de gases de efecto
invernadero en gCO2eq/kWh para [4, 5, 6]. Los factores de emisión de suministro
eléctrico y la trayectoria deben armonizarse cuando se lleva a cabo el LCA.
ITU recomienda para la red 351 gCO2e/kWh en 2025, 200 en 2025 y 0 en 2050.
Los detalles del escenario conservado deben citarse en la declaración ambiental
y en el informe LCA.
Enlaces útiles:
Programa PEP ecopassport®:
[3] http://www.pep-ecopassport.org/
Agencia Internacional de la Energía:
[4] https://www.iea.org/subscribe-to-data-services/co2-emissions-statistics
Metodologías de la huella de carbono del proyecto del BEI:
[5] https://www.eib.org/attachments/strategies
eib_project_carbonprint_methods_en.pdf
Metodología de impacto de CO2:
[6] https://download.schneider-electric.com/files?p_enDocType=Brochure&p_File_
Name=CO2+Impact+Methodology.pdf&p_Doc_Ref=CO2_methodology_guide
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Guía técnica de MT
I 33
Entorno
Presentación
Digitalización de las categorías de impacto
Las cláusulas anteriores relativas a los aspectos ambientales aportan información sobre
cómo considerar todo el proceso de abordar el diseño consciente del medio ambiente.
Un objetivo de este proceso para el usuario es poder comparar la huella ambiental
de los equipos de MT cuando se utilizan en la red de distribución. Entre las
propiedades ambientales que se deben compartir con el formato digital se
encuentran las categorías de impacto ambiental. Para facilitar el intercambio de
propiedades y evitar problemas de interoperabilidad, deben definirse categorías
de impacto ambiental como los términos de definición utilizados para la eficiencia
material de la economía circular.
En las tablas siguientes se indican las categorías de impacto de la UE que podrían
ser útiles para el IEC TC111 WG15 que trata de las normas de categoría de
producto LCA (PCR), el IEC TC111 PT111 que trata de la eficiencia material para un
diseño respetuoso con el medio ambiente y para el IEC TC111 WG17 que trata de
la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).
Nombre de categoría
de impacto
batería
Definición EN
Energía reactiva contra el
cambio climático
kgCO2eq
Capacidad de un gas de efecto invernadero para influir en el forzado radiativo, expresado en
términos de sustancia de referencia (por ejemplo, unidades equivalentes a CO2) y horizonte
temporal especificado (por ejemplo, 20, 100, 500, 20, 100 y 500 años, respectivamente). Se
refiere a la capacidad de influir en los cambios en la temperatura media mundial del aire de
superficie y en los cambios posteriores en los distintos parámetros climáticos y sus efectos,
como la frecuencia e intensidad de las tormentas, la intensidad de las precipitaciones y la
frecuencia de las inundaciones, etc.
Cambio climático - PGR
fósil
kgCO2eq
Las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) a cualquier medio originado por la
oxidación o reducción de los combustibles fósiles mediante su transformación o degradación
(por ejemplo, combustión, digestión, vertederos, etc.). Esta categoría de impacto incluye las
emisiones de turba y calcinación/carbonato de piedra caliza
Cambio climático - PGP
biogénico
kgCO2eq
Las emisiones al aire (CO2, CO y CH4) originadas por la oxidación y/o la reducción de la
biomasa terrestre mediante su transformación o degradación (por ejemplo, combustión,
digestión, compostaje, vertedero) y la admisión de CO2 de la atmósfera mediante la
fotosíntesis durante el crecimiento de la biomasa, es decir, correspondiente al contenido de
carbono de los productos, biocombustibles o encima de los residuos de la planta terrestre,
tales como los litros y la madera muerta. Los intercambios de carbono de los bosques nativos
se modelarán en virtud de LULT (incluidas las emisiones de suelo conectadas, los productos
derivados o los residuos)
Cambio climático: uso de
la tierra y transformación
de la tierra, GWP
kgCO2eq
Las emisiones y las recepciones de carbono (CO2, CO y CH4) originadas por cambios en
las existencias de carbono causados por el cambio del uso de la tierra y el uso de la tierra.
Esta subcategoría incluye los intercambios biogénicos de carbono de la deforestación, la
construcción de carreteras u otras actividades del suelo (incluidas las emisiones de carbono
del suelo). En el caso de los bosques nativos, todas las emisiones de CO2 relacionadas se
incluyen y modelan en esta subcategoría (incluidas las emisiones de suelo conectadas, los
productos derivados de los bosques nativos 35 y los residuos), mientras que su absorción de
CO2 queda excluida
Deterioro del ozono
kgCFC-11eq
Categoría de impacto de la EF que tiene en cuenta la degradación del ozono estratosférico
debido a las emisiones de sustancias que agotan el ozono, por ejemplo, cloruro de larga
duración y gases que contienen bromo (por ejemplo, CFC, HCFC, Halones)
Toxicidad humana,
efectos del cáncer
TIUh
Categoría de impacto de la EF que tiene en cuenta los efectos adversos para la salud de
los seres humanos causados por la admisión de sustancias tóxicas mediante la inhalación
del aire, la ingesta de alimentos y agua, la penetración en la piel en la medida en que están
relacionados con el cáncer
Toxicidad humana,
efectos no cáncer
TIUh
Categoría de impacto de la EF que tiene en cuenta los efectos adversos para la salud de
los seres humanos causados por la admisión de sustancias tóxicas mediante la inhalación
del aire, la ingesta de alimentos y agua, la penetración en la piel en la medida en que están
relacionados con efectos no cancerosos que no son causados por sustancias moleculares
o por inorgánicos respiratorios o por radiación ionizante
Sustancias inorgánicas
respiratorias en forma
de partículas
muertes/kg
PM2.5 emitidas
Categoría de impacto de EF que tiene en cuenta los efectos adversos para la salud humana
causados por emisiones de partículas (PM2.5) con un diámetro de 2,5 micrómetros y menos
y sus precursores (NOx, SOx, NH3)
34 I Guía técnica de MT
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Entorno
Presentación
Nombre de categoría
de impacto
batería
Definición EN
Radiación ionizante salud humana U235
kBqU235
Categoría de impacto de la EF que tiene en cuenta los efectos adversos para la salud
humana causados por las emisiones radiactivas
Formación de ozono
fotoquímico
kgNMVOCeq
Categoría de impacto de EF que representa la formación de ozono en el nivel del suelo
de la troposfera causada por oxidación fotoquímica de compuestos orgánicos volátiles
(COV) y monóxido de carbono (CO) en presencia de óxido de nitrógeno (NOx) y luz solar.
Altas concentraciones de ozono tropospférico en el suelo dañan la vegetación, los tractos
respiratorios humanos y los materiales fabricados por el hombre a través de la reacción con
materiales orgánicos
Acidificación
molH+eq
Categoría de impacto de EF que aborda los efectos de la acidificación de sustancias en el
medio ambiente. Las emisiones de NOx, NH3 y SOx conducen a la liberación de iones de
hidrógeno (H+) cuando se mineralizan los gases. Los protones contribuyen a la acidificación
de los suelos y el agua cuando se liberan en zonas donde la capacidad de almacenamiento
es baja, lo que resulta en una disminución forestal y la acidificación de los lagos
Eutrofismo terrestre
molNeq
Los nutrientes (principalmente el nitrógeno y el fósforo) procedentes de las roturas de
alcantarillado y las tierras de cultivo fertilizadas aceleran el crecimiento de las algas y otras
vegetales en el agua. La degradación del material orgánico consume oxígeno, lo que provoca
deficiencias de oxígeno y, en algunos casos, la muerte de peces. La eutrofización traslada la
cantidad de sustancias emitidas en una medida común expresada como oxígeno necesario
para la degradación de la biomasa muerta [para la eutrofización, terrestre]
Eutrofización del agua
dulce
agua dulce_kgPeq Los nutrientes (principalmente el nitrógeno y el fósforo) procedentes de las roturas de
alcantarillado y las tierras de cultivo fertilizadas aceleran el crecimiento de las algas y otras
vegetales en el agua. La degradación del material orgánico consume oxígeno, lo que provoca
deficiencias de oxígeno y, en algunos casos, la muerte de peces. La eutrofización traslada la
cantidad de sustancias emitidas a una medida común expresada como oxígeno necesario
para la degradación de la biomasa muerta [para la eutrofización, agua dulce]
Eutrofización marina
acuática
agua dulce_kgNeq Los nutrientes (principalmente el nitrógeno y el fósforo) procedentes de las roturas de
alcantarillado y las tierras de cultivo fertilizadas aceleran el crecimiento de las algas y otras
vegetales en el agua. La degradación del material orgánico consume oxígeno, lo que provoca
deficiencias de oxígeno y, en algunos casos, la muerte de peces. La eutrofización traslada la
cantidad de sustancias emitidas a una medida común expresada como oxígeno necesario
para la degradación de la biomasa muerta [para la eutrofización, marina]
Ecotoxicidad-agua dulce
(<100 años)
TIUe
Impactos tóxicos en un ecosistema, que dañan las especies individuales y cambian
la estructura y la función del ecosistema. La ecotoxicidad es el resultado de diversos
mecanismos toxicológicos distintos provocados por la liberación de sustancias con un efecto
directo en la salud del ecosistema
Uso del suelo
Ver definición
Categoría de impacto de la EF relacionada con el uso (ocupación) y la conversión
(transformación) de la superficie terrestre por actividades como la agricultura, las carreteras,
la vivienda, la minería, etc. La ocupación de tierras tiene en cuenta los efectos del uso de la
tierra, la cantidad de la zona en cuestión y la duración de su ocupación (los cambios en la
calidad multiplicados por la superficie y la duración). La transformación del suelo considera el
alcance de los cambios en las propiedades de la tierra y la zona afectada (los cambios en la
calidad multiplicados por la zona)
Unidades: - Producción biótica sin dimensiones (pt) / - kg de producción biótica /
(m2*a)2 /- kg de suelo / (m2*a) /- m3 agua / (m2*a) / m3 agua subterránea/ (m2*a)
Escasez de agua
ecualización
mundial m3
Privado
En qué medida la demanda de agua se compara con la reposición de agua en una zona,
por ejemplo, una cuenca de drenaje, sin tener en cuenta la calidad del agua
Uso de recursos minerales y metales
kgSb-eq
Categoría de impacto de EF que aborda el uso de recursos naturales abióticos no renovables
(minerales y metales)
Uso de recursos: fósil
MJ
Categoría de impacto de la EF que aborda el uso de recursos naturales fósiles no renovables
(por ejemplo, gas natural, carbón o petróleo)
Uso de energía primaria
no renovable
MJ
Uso total de recursos de energía primaria no renovables
Uso de energía renovable MJ
primaria
Uso total de recursos de energía renovable primaria
Uso neto de agua dulce
Agua dulce neta que entra en el sistema de productos que se está estudiando y que no
vuelve a la misma cuenca de desagüe de la que se originó
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m3
Guía técnica de MT
I 35
Entorno
Presentación
Propiedad
Definiciones
Documento
de referencia
Materias primas críticas
(CRM)
Materiales que, según una metodología de clasificación definida, sean económicamente
importantes y tengan un alto riesgo asociado con su suministro
EN 45558 e
ISO 14009
Durabilidad
Capacidad de funcionar según sea necesario, en condiciones de uso, mantenimiento y
EN 45552 e
reparación definidas, hasta alcanzar un estado límite final. Nota 1 para introducir: El grado
ISO 14009
de duración del mantenimiento y la reparación dentro de los límites de durabilidad variará
según el producto o el grupo de productos. Nota 2 para introducir: La durabilidad se puede
expresar en unidades apropiadas para la pieza o el producto afectado, por ejemplo, tiempo
del calendario, ciclos de servicio, recorrido de la distancia, etc. Las unidades deben estar
siempre claramente definidas
Recuperación de energía
Producción de energía útil a través de la combustión directa y controlada de los residuos.
Nota Las incineradoras de residuos que producen agua caliente, vapor y/o electricidad son
una forma común de recuperación de energía
Circulación del material
Combinación de actividades destinadas a reducir al mínimo el uso de recursos vírgenes
IEC TC111 PT11-1
y la emisión de desechos mediante la generación de flujos circulares de materiales,
(IEV + ISO +
piezas o productos y la extensión de la vida útil de los flujos. Nota 1 para introducir: las
JTC10)
reformas (mantenimiento, reparación, reutilización, actualización y actualización) ayudan
a prolongar la vida útil de los materiales, piezas y productos durante la fase de uso. Nota
2 para introducir: la nueva fabricación y reutilización ayudan a prolongar la vida útil de los
materiales, las piezas y el producto para recuperar un uso normal. Nota 3 para introducir: Un
producto obtenido con circularidad material no puede declararse como un nuevo producto
porque a lo largo de la vida anterior del producto sin duda hubo cambios en la regulación y
el envejecimiento de las piezas, incluso si se mantiene el rendimiento técnico.
Nota 4 para introducir: el reciclaje y la recuperación ayudan a prolongar la vida útil de los
materiales para otros usos después del final de la vida útil final de las piezas o productos
Eficiencia de los
materiales
Minimización del uso de recursos (naturales) maximizando la vida útil de los productos
mediante un diseño, reutilización y reciclaje optimizados. Nota 1 para introducir: La palabra
"reutilización" también incluye la reconstrucción, renovación, reacondicionamiento, etc
ISO 14009
Recuperación/
reciclaje de materiales
Las operaciones de procesamiento de materiales, como el reciclaje mecánico, el reciclaje
de materias primas (químicos) y el reciclaje orgánico, pero excluyendo la recuperación de
energía. Nota 1 para introducir: el término 'reciclaje' se utiliza de forma sinónima con el
término 'recuperación de material'
Guía ISO 15270 e
IEC 109
Recuperación de energía
Cualquier operación por la que los residuos sirvan para un propósito útil reemplazando otros
ISO 14009 e
materiales (3.2.7) que de otra manera se habrían utilizado para cumplir una función en particular, IEC TR 62635
o los residuos que estén preparados para cumplir esa función, en la planta o en la economía
en general. Nota 1 para introducir: las operaciones de recuperación incluyen recuperación de
materiales y recuperación de energía. Nota 2 para introducir: en este documento solo se tiene en
cuenta la recuperación de productos (3.2.5), piezas (3.2.6) y materiales
Contenido reciclado
Proporción, por masa, de material reciclado en un producto
Reciclaje
Ver recuperación de material
Renovación
Mantenimiento funcional o estético o reparación de un elemento para restaurar a su forma y
funcionalidad originales, actualizadas u otras predeterminadas
IEC 60050904 2019
Refabricar
Proceso industrial de fabricación después del final de la vida útil, que crea un producto
a partir de las mismas piezas o producto utilizados. Nota 1 para introducir: los cambios
no deben necesitar pruebas de tipo y deben verificarse mediante pruebas rutinarias de
acuerdo con la norma actual del producto
IEC 60050904 2019
Reutilización
Proceso por el cual un producto, sus piezas o materiales que no se desperdician, al
haber llegado al final de su rango de uso n, se utilizan con el mismo fin para el que fueron
concebidos, pero para otra categoría de producto
Reutilizar
La operación por la que un producto, o una parte del mismo, que haya llegado al final de una Normativa
etapa de uso no será un desperdicio y se utilizará de nuevo con el mismo fin para el que fue ISO 14009 &
concebido
EN 45554 & EU
Capacidad de
actualización
Característica de un producto que permite actualizar o sustituir sus módulos o piezas por
separado sin tener que sustituir todo el producto
IEC 60050904 2019
Actualización
Proceso de mejora de la funcionalidad, el rendimiento, la capacidad o la estética de un
producto. Nota 1 para introducir: la actualización puede implicar cambios en el software, el
firmware o el hardware
EN 45554 e
ISO 14009
Reducción
Cualquier sustancia u objeto que el titular deseche o tenga la intención de desechar
EN 50693
36 I Guía técnica de MT
Guía IEC 109
ISO 14021 e
ISO 14009
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Entorno
Presentación
DM107922
Resumen ejecutivo sobre el diseño
ecológico de un cuadro de MT
ACCIÓN POR EL
CLIMA
ENERGÍA ASEQUIBLE
Y NO CONTAMINANTE
Energía sostenible
Cambio Climático
Objetivos de
Desarrollo
Sostenible ODS
SALUD Y
BIENESTAR
CONSUMO Y
PRODUCCIÓN
RESPONSABLES
Economía Circular
Salud y Seguridad
Marketing
Gestión del valor
Reflexión sobre el ciclo de vida
Perfil
(medioambiental, operación de
campos electromagnéticos -EMC-,
digital, etc)
Diseño
Análisis funcional
Evaluación de riesgos
Desarrollo
(ECD, LLCA, LCA,
fiabilidad, etc.)
Evalución por
desarrollo
optimizado
Seguridad +
Fiabilidad +
Seguridad cibernética
Rendimiento
Evaluación del ciclo
de vida (LCA)
(técnico,
económico
ambiental, etc)
¿Se consiguen los valores
esperados?
Salud y Seguridad
Sí
Eficiencia energética
Producción,
suministro,
instalación, etc.
Cambio Climático
Economía Circular
Fase de utilización
Gestión de
activos
Eficiencia energética
Eficiencia de los
materiales
Descarbonización
Fin de vida
Gestión de los
residuos
Corriente
En curso
Flujo de procesos y de datos a lo largo del ciclo de vida (Gemelo digital)
Flujo dinámico de datos relacionados con SDGs (Gemelo digital)
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Guía técnica de MT
I 37
Presentación
Entorno
Marco normativo
General
Como ya se ha mencionado, cuando se lleva a cabo un análisis funcional, un elemento
clave debe considerarse que no es obvio por la funcionalidad, es el marco regulatorio.
Las regulaciones suelen ser locales, pueden ser regionales, como en Europa, EE. UU.,
con EPA [1] o en China, apoyadas directamente por el ministerio [2], y todavía no son
globales. Los objetivos de desarrollo sostenible abarcan la orientación más global que
alimenta los aspectos de los marcos regulatorios [3].
El marco europeo evoluciona con los diversos programas del acuerdo ecológico
de la UE [4], como Fit for 55 package, Circular Economy Action Plan (CEAP),
Sustainable product Initiative (SPI) y digital product Passport (DPP) y taxonomía
para las finanzas.
Enlaces útiles:
[1] https://www.epa.gov/laws-regulations
[2] https://english.mee.gov.cn/Resources/laws/
[3] https://sdgs.un.org/fr/goals
[4] https://ec.europa.eu/info/strategy/priorities-2019-2024/european-green-deal_en
Directivas europeas
En Europa se han publicado varias directivas relativas a los equipos eléctricos,
reconocidas internacionalmente para conseguir productos más ecológicos
y seguros, con la introducción de todos los aspectos relativos a la eficiencia
energética y material, la reducción de los residuos y la contaminación.
RoHS [4]
Directiva (Restricción de Sustancias Peligrosas) en vigor desde julio de 2006
y revisada en 2012. Su objetivo es eliminar de los productos seis sustancias
peligrosas: plomo, mercurio, cadmio, cromo hexavalente, bifenilos polibrominados
(PBB) o éteres de difenilo polibrominado (PBDE) de la mayoría de los productos
eléctricos del usuario final.
Aunque las instalaciones eléctricas como "instalación fija a gran escala" no
están dentro del alcance, el requisito de cumplimiento de RoHS puede ser una
recomendación para una instalación sostenible.
RAEE2 [5]
La finalidad de la Directiva RAEE es contribuir a una producción y un consumo
sostenibles, en primer lugar, mediante la prevención de los RAEE y, además,
mediante la reutilización, el reciclaje y otras formas de recuperación de dichos
residuos, con el fin de reducir su eliminación y contribuir al uso eficiente de
los recursos y a la recuperación de importantes materias primas secundarias.
También pretende mejorar el rendimiento medioambiental de todos los operadores
implicados en el ciclo de vida de los AEE, p. ej., productores, distribuidores y
consumidores, y, en particular, de los operadores directamente implicados en la
recogida y tratamiento de los RAEE.
La Directiva RAEE es aplicable a todos los Estados miembros de la Unión Europea.
En cuanto a RoHS, las instalaciones eléctricas no están incluidas en el ámbito de
esta directiva. Sin embargo, se recomienda la información del producto de fin de la
vida útil para optimizar el proceso de reciclaje y los costes.
Marcado
En casos excepcionales, cuando sea necesario debido al tamaño o a la función del
producto, el símbolo se imprimirá en el embalaje, en las instrucciones de uso y en
la garantía de los EEE.
Los componentes de media tensión no se encuentran dentro del ámbito de EEE de
acuerdo con la definición del artículo 3.1.(a) de la Directiva RAEE, pero se deberá
prestar atención a los dispositivos electrónicos integrados para su supervisión.
38 I Guía técnica de MT
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Presentación
Entorno
Marco normativo
Directiva marco sobre residuos [6]
La Directiva marco sobre residuos establece los conceptos y definiciones básicos
relativos a la gestión de los residuos, incluidas las definiciones de residuos,
reciclaje y recuperación.
Directiva sobre diseño ecológico [7]
Aparte de algunos equipos, como la iluminación o los motores, para los que las
medidas de implementación son obligatorias, no existen requisitos legales que
se apliquen directamente a la instalación de MT. Sin embargo, la tendencia es
proporcionar los equipos eléctricos con su Declaración de producto ambiental,
conforme se está convirtiendo en productos de construcción, para anticipar los
requisitos del mercado de edificios.
Directiva sobre gas F [8]
Para controlar las emisiones de gases fluorados de efecto invernadero (gases F),
incluidos los hidrofluorocarburos (HFC), la Unión Europea ha adoptado dos actos
legislativos: la directiva sobre el sistema de aire acondicionado móvil (MAC) y la
regulación del gas F. A finales de 2021 se propone una propuesta de actualización
que repercuta en el SF6 y en los gases alternativos.
REACH [9] (autorización de evaluación de registro de productos
químicos)
Desde 2007 su objetivo es controlar el uso de sustancias químicas y restringir
su aplicación cuando sea necesario para reducir los riesgos para las personas
y el medio ambiente. En lo que respecta a la EE y las instalaciones, exige que
cualquier proveedor, bajo petición, comunique al cliente el contenido de sustancias
peligrosas de su producto (llamado SEP). A continuación, un instalador debe
asegurarse de que sus proveedores dispongan de la información adecuada.
En otras partes del mundo, las nuevas leyes seguirán los mismos objetivos.
Algunos proveedores o proveedores pueden ayudar a cumplir los objetivos o
requisitos de estas directivas y normas, más allá del alcance de sus propias
obligaciones.
Enlaces útiles:
[4] https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:32011L0065
[5] https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:020
12L0019-20180704 y https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/
TXT/?uri=celex%3A32018L0849
[6] https://ec.europa.eu/environment/topics/waste-and-recycling/
waste-framework-directive_en
[7] https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/ALL/?uri=celex%3A32009L0125
[8] https://ec.europa.eu/clima/policies/f-gas/legislation_en
[9] https://echa.europa.eu/regulations/reach/understanding-reach
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Guía técnica de MT
I 39
Presentación
Celdas bajo envolvente metálica
y metalclad
Introducción
Para empezar, aquí hay información clave
sobre los cuadros de media tensión. Se
hace referencia a la Comisión Electrotécnica
Internacional (IEC) y a ANSI/IEEE.
Todos los diseñadores de una instalación de media tensión que utilice celdas
de MT deben conocer las siguientes magnitudes básicas:
• Tensión;
• Intensidad;
• Frecuencia;
• Potencia de cortocircuito;
• Condiciones de servicio;
• Accesibilidad o categorías;
• Grado de protección
• Clasificación de arco interno, si corresponde.
A menudo se conoce la tensión, la corriente nominal y la frecuencia nominal,
o bien se pueden definir fácilmente, pero ¿cómo se puede calcular la potencia
de cortocircuito o la corriente de cortocircuito en un punto determinado de una
instalación?
Conocer la potencia de cortocircuito de la red permite al diseñador elegir
las distintas partes de un cuadro eléctrico que deben soportar aumentos
significativos de temperatura y restricciones electrodinámicas. Conocer la
tensión de funcionamiento (kV) permitirá al diseñador comprobar, mediante
una coordinación de aislamiento, qué resistencia dieléctrica de los componentes
es adecuada.
Por ejemplo: seccionadores automáticos, aisladores, TI.
La desconexión, el control y la protección de las redes eléctricas se consiguen
mediante cuadro de conmutación.
La clasificación de cuadros de conmutación con envolvente metálica está definida
en la norma IEC 62271-200 a nivel mundial, y en las normas ANSI/IEEE C37.20.3
y IEEE C37.20.2 para Norteamérica para los mercados bajo la influencia de
Norteamérica, con un enfoque funcional, utilizando varios criterios.
• Accesibilidad por parte de personas a los compartimentos;
• Pérdida de continuidad del servicio al abrir el compartimento principal del circuito;
• Tipo de barreras metálicas o aisladas entre partes activas y compartimentos
abiertos accesibles;
• Nivel de resistencia al arco interno en condiciones de servicio normales.
40 I Guía técnica de MT
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Presentación
Celdas bajo envolvente metálica
y metalclad
Tensión
Ejemplo:
• Tensión de servicio 20 kV;
• Tensión nominal de 24 kV;
• Tensión de resistencia a frecuencia industrial 50 Hz
1 min, 50 kV rms;
• Tensión soportada a onda de choque 1,2/50 μs:
125 kV en pico.
Tensión de servicio U (kV) de la red
Se aplica en los terminales del equipo.
Es la tensión de funcionamiento o de red donde se instala el equipo. Sufre
fluctuaciones relacionadas con el servicio de la red, el nivel de carga, etc.
Tensión nominal Ur (kV)
Se trata del valor eficaz (valor eficaz) máximo de la tensión que el equipo puede
soportar en condiciones de servicio normales.
La tensión nominal deberá seleccionarse por encima del valor más alto de la
tensión de servicio y estará asociada con un nivel de aislamiento.
Nivel de aislamiento nominal Ud (valor rms y kV) y Up
(valor pico de kV)
El nivel de aislamiento se define como un conjunto de valores de tensión no
disruptiva y se especifican dos tensiones no disruptivas de media tensión.
• Ud: tensión soportada a la frecuencia industrial; se considera que esta tensión no
disruptiva cubre todos los eventos con una frecuencia bastante baja, normalmente
sobretensiones de origen interno que acompañan todos los cambios del circuito,
como abrir o cerrar un circuito, una avería o un cortocircuito a través de un
aislador, etc. La prueba de tipo asociada se especifica como una prueba de
resistencia a la frecuencia de potencia con un valor nominal durante un minuto.
• Arriba: tensión soportada a impulsos de rayos; se considera que esta tensión no
disruptiva cubre todos los eventos a alta frecuencia, normalmente sobretensiones
de origen externo u origen atmosférico ocurren cuando cae un rayo en una línea
o cerca de ella. La prueba de tipo asociada se especifica como una prueba
soportada a impulso con una forma de onda convencional (conocida como
1,2/50 µs). Este requerimiento también se conoce como 'BIL' para 'Nivel de
impulso básico'.
NOTA: El artículo 5 de la norma IEC 62271-1:2017/A1:2021 establece los diferentes valores
de tensión junto con, en el artículo 7, las condiciones de las pruebas dieléctricas. La norma
IEEE C37.100.1 muestra los niveles nominales de aislamiento utilizados en Norteamérica que
se han tenido en cuenta en la norma IEC 62271-1:2017.
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Guía técnica de MT
I 41
Celdas bajo envolvente metálica
y metalclad
Presentación
Tensión
Normas
En la tabla siguiente se muestra la tensión nominal tal como se define en la norma
IEC 62271-1:2017 Especificaciones comunes para panel de control de conexión y
de control de alta tensión de corriente alterna.
Rango I, serie I
Tensión nominal
en kV eficaces
Tensión nominal
soportada
a impulso
1,2/50 µs 50 Hz
kV pico
Tensión nominal
soportada
a la frecuencia
industrial
1 min kV r ms
tensión de
funcionamiento
normal
kV r ms
Lista 1
Lista 2
7,2
40
60
20
3,3 to 6,6
12
60
75
28
10 a 11
17,5
75
95
38
13,8 to 15
24
95
125
50
20 to 22
36
145
170
70
25,8 to 36
Rango I, serie II
Tensión
Tensión nominal soportada Tensión nominal soportada
nominal máxima a la frecuencia industrial
a impulso 1,2/50 µs 50 Hz kV
en kV eficaces 1 min kV rms (Ud)
pico (Up)
Común
Aislamiento
Común
Aislamiento
4,76
19
21
60
66
8,25
28
32
95
105
15,5
36
40
95
105
50
55
110
121
60
66
125
138
150
165
25,8
27
38
60
66
125
138
70
77
150
165
70
77
150
165
80
88
170
187
95
105
200
220
Ejemplo de ilustración para el rango de tensiones nominales I, serie I
Tensiones nominales
28
38
Tensión nominal soportada
a la frecuencia industrial
50 Hz 1 mn
50
42 I Guía técnica de MT
7,2
12
17,5
24
60
DM105213
DM105214
20
75
95
Tensión nominal soportada
a rayos
125
70
36
170
Ud
Ur
Arriba (Lista 2)
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Presentación
Celdas bajo envolvente metálica
y metalclad
Tensión
Los valores de las tensiones no disruptivas de las tablas se definen en condiciones
normales de servicio a altitudes inferiores a 1000 metros, 20 °C, 11 g/m3 de humedad y
una presión de 101,3 kPa.
En otras condiciones, se aplican factores de corrección a las pruebas.
En caso de uso bajo diferentes condiciones, se debe considerar la reducción
de capacidad.
En el caso de instalaciones eléctricas, la norma IEC 61936-1:2021 pertinente
establece en su Tabla 2 el rango de tensión I y Tabla 3 las distancias de rango
de tensión II en el aire que se consideran para proporcionar la tensión soportada
requerida. Las instalaciones que utilizan estos espacios no necesitan pruebas
dieléctricas.
Rango de tensión I
Tensión nominal Tensión nominal
Distancias interior y exterior a tierra
en kV eficaces soportada a impulso y distancias entre fases en cm
de rayos 1,2/50 µs de aire
Interiores
3,6
7,2
12
17,5
24
36
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Exterior
20
6
40
6
40
6
60
9
12
60
9
15
75
12
15
95
16
75
12
95
16
95
16
125
22
145
27
145
27
170
32
16
Guía técnica de MT
I 43
Presentación
Celdas bajo envolvente metálica
y metalclad
Tensión
Rango de tensión II
Tensión nominal Tensión nominal
Distancias interior y exterior a tierra
en kV eficaces soportada a impulso y distancias entre fases en cm
de rayos 1,2/50 µs de aire
Interiores
Exterior
4,76
60
9
12
5,5
45
7
12
60
9
12
75
12
12
60
9
12
75
12
15
95
16
95
16
110
18
110
18
125
22
24
150
28
25,8
125
22
150
28
95
16
125
22
8,25
15
17,5
27
150
28
30
160
20
36
200
38
38
125
22
150
28
200
36
155
27
40
180
32
-
38,5
44 I Guía técnica de MT
schneider-electric.com
Presentación
Celdas bajo envolvente metálica
y metalclad
Corriente
Corriente nominal: Ir (A)
Se trata del valor eficaz de la corriente que el equipo puede soportar cuando está
permanentemente cerrado, sin exceder el aumento de temperatura permitido
en las normas. La tabla siguiente indica los límites de aumento de temperatura
autorizados por IEC 62271-1:2017/A1:2021 según el tipo de contactos.
Aumento de la temperatura
Tomado de la tabla 14 de la norma IEC 62271-1:2017/A1:2021 especificaciones
comunes.
En comparación con las versiones anteriores, el SF6, los gases alternativos o el aire
se han sustituido respectivamente por gases oxidantes (OG) o gases no oxidantes
(NOG).
Naturaleza de la parte del material
y del material dieléctrico
(consulte los puntos 1, 2 y 3)
(consulte la nota)
Temperatura
(°C)
(θ - θn) con
θn = 40 °CK
1 contactos (consulte el punto 4)
Aleación de cobre desnuda o de cobre desnudo
En OG (consulte el punto 5)
75
En NOG (consulte el punto 5)
115
En aceite
80
Revestimiento plateado o de níquel (consulte el punto 6)
En OG (consulte el punto 5)
115
En NOG (consulte el punto 5)
115
En aceite
90
Revestimiento de estaño (consulte el punto 6)
En OG (consulte el punto 5)
90
En NOG (consulte el punto 5)
90
En aceite
90
35
75
40
75
75
50
50
50
50
2 Conexiones con pernos o dispositivos equivalentes (consulte el punto 4)
Aleación de cobre desnuda o de cobre desnudo o aleación de aluminio desnudo
En OG (consulte el punto 5)
100
60
En NOG (consulte el punto 5)
115
75
En aceite
100
60
Revestimiento plateado o de níquel (consulte el punto 6)
En OG (consulte el punto 5)
115
75
En NOG (consulte el punto 5)
115
75
En aceite
100
60
Revestimiento de estaño
En OG (consulte el punto 5)
105
65
En NOG (consulte el punto 5)
105
65
En aceite
100
60
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Guía técnica de MT
I 45
Presentación
Celdas bajo envolvente metálica
y metalclad
Corriente
Punto 1
• S
egún su función, una misma parte puede pertenecer a varias categorías,
como se indica en la tabla anterior
• En este caso, los valores máximos permitidos de aumento de temperatura
y temperatura que deben considerarse son los más bajos de las categorías
pertinentes
Punto 2
Para los dispositivos de conmutación en vacío, los valores de los límites de
temperatura y aumento de temperatura no se aplican a las piezas en vacío.
Las piezas restantes no excederán los valores de temperatura y aumento de
temperatura que se indican en la tabla anterior
Punto 3
Se debe tener cuidado para garantizar que no se produzcan daños en los
materiales aislantes circundantes
Punto 4
Cuando las piezas de contacto tienen distintos revestimientos o una parte es de
material desnudo, las temperaturas y aumentos de temperatura permisibles serán:
• para los contactos, los del material superficial que tengan el valor más bajo
permitido en el elemento 1 de la tabla anterior
• para las conexiones, las del material superficial que tengan el valor más alto
permitido en el elemento 2 de la tabla anterior
Punto 5
• A
efectos del presente documento, NOG (no gases oxidantes) son gases no
reactivos que se consideran no aceleradores del envejecimiento de los contactos
por corrosión o oxidación, debido a sus características químicas y a sus registros
operativos demostrados
• Los NOG reconocidos son SF6, N2, CO2, CF4. Pueden utilizarse de forma pura o
como una combinación de varios módulos NOG
• A efectos de este documento, los gases oxidantes (OG) son gases reactivos que
pueden acelerar el envejecimiento de los contactos, ya sea por fenómenos de
corrosión (presencia de humedad) o por fenómenos de oxidación (principalmente
debido al medio ambiente de aire como el oxígeno). Los gases clasificados como
OG son aire ambiente, aire "seco", cualquier gas no clasificado como NOG y
cualquier mezcla que incluya parte de OG
NOTA: Algunos gases considerados como OG en la clasificación anterior podrían volver
a clasificarse como NOG en futuras revisiones de la norma IEC 62271-1.
• P
ara obtener descripciones de estos fenómenos de corrosión y oxidación,
consulte IEC TR 60943
• Debido a la ausencia de corrosión y oxidación en NOG, una armonización de los
límites de temperatura para diferentes partes de contacto y conexión en el caso
de panel de conmutación aislado en gas parece apropiada
• En entornos NOG, los límites de temperatura permitidos para las piezas de cobre
desnudo y las partes de aleación de cobre desnudo son iguales a los valores para
las piezas con revestimiento de plata o con revestimiento de níquel
• En el caso concreto de las piezas con revestimiento de estaño, debido a los
efectos de la corrosión por desgaste, no es aplicable un aumento de las
temperaturas permitidas, ni siquiera en las condiciones sin oxidación ni corrosión
del NOG. Por lo tanto, los valores de las piezas con revestimiento de estaño son
inferiores
Punto 6
La calidad de los contactos revestidos deberá ser tal que una capa continua
de material revestido permanezca en la zona de contacto:
• después de la prueba de toma y de corte (si la hay)
• después de la prueba de corriente de corto retardo admisible
• después de la prueba de endurancia mecánica
Según las especificaciones pertinentes para cada equipo. De lo contrario,
los contactos deben considerarse "pelados"
NOTA: las corrientes nominales más comunes para panel de conmutación de MT son: 400, 630,
1250, 2500 y 3150 A.
46 I Guía técnica de MT
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Presentación
Celdas bajo envolvente metálica
y metalclad
Corriente
Los límites de temperatura y el aumento de temperatura de los embarrados y
conexiones no superarán los valores enumerados en la norma IEEE C37.20.2 para
Metalclad, como se resume en la tabla siguiente.
Tipo de bus
o conexión b, c, d(2)(3)(4)
Límite del punto
más caliente
aumento de
temperatura (°C)
Límite del punto
más caliente
temperatura
total (°C)
Buses y conexiones con uniones 30
de conexión de cobre a cobre no
recubiertas
70
Conexiones y embarrados que
tienen una presencia plateada
o conexiones equivalentes
65
105
Buses y conexiones en pinzas
de conexión o equivalentes
65
105
Conexión a cables aislados sin
revestimiento de cobre a cobre(1)
30
70
Conexión a cables aislados de
plata o equivalentes(1)
45
85
Conexiones a cables aislados en
superficie o equivalentes(1)
45
85
(1) Basado en un cable aislado de 90 °C. La temperatura del aire alrededor de los cables
aislados dentro de cualquier compartimento de un conjunto cerrado no deberá superar los
65 °C cuando el montaje:
1. Equipados con dispositivos con corriente nominal máxima para los que se ha diseñado el conjunto.
2. Transporta la corriente nominal continua a la tensión nominal y a la frecuencia de potencia nominal.
3. En un ambiente de 40 °C.
Esta limitación de temperatura se basa en el uso de cables de alimentación aislados de 90 °C.
Es necesario prestar especial atención a la utilización de cables de temperatura más baja.
(2) Todos los embarrados de aluminio deberán tener uniones de conexión de tipo plata,
aparentes o equivalentes, o en forma de latón o equivalente.
(3) Las conexiones de embarrado soldadas no se consideran uniones de conexión.
(4) Cuando los embarrados o conexiones tienen materiales o revestimientos distintos,
los valores de temperatura final de aumento de temperatura permitidos serán los del conductor
o revestimiento que tengan el valor más bajo permitido en la tabla.
Los límites de temperatura y el aumento de temperatura de las conexiones no
excederán los valores enumerados en IEEE C37.20.3 para celda bajo envolvente
metálica, como se resume en la siguiente tabla.
Naturaleza de la parte del material y del
dieléctrico (véase el punto 1)
(Consulte la nota)
Temperatura
(°C)
(θ - θn) con
θn = 40 °CK
Conexiones con pernos o dispositivos equivalentes (consulte el punto 1)
Aleación de cobre descubierto o aleación de aluminio sin recubrimiento
En aire
70
30
Revestimiento plata o níquel
En aire
105
65
Superficie delgada
En aire
105
65
Punto 1
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Cuando las piezas enganchadas tienen distintos recubrimientos o una parte es
de material descubierto, las temperaturas y aumentos de temperatura permisibles
serán: para conexiones, aquellas del material de superficie que tengan el valor más
alto permitido en esta tabla.
Guía técnica de MT
I 47
Celdas bajo envolvente metálica
y metalclad
Presentación
Corriente
Corriente de resistencia nominal de corto tiempo: Ik (A)
Ejemplos:
Para cuadro de distribución con alimentador de motor
de 630 kW y transformador de 1250 kVA con tensión de
funcionamiento de 5,5 kV.
Corriente de resistencia máxima nominal: Ip (A)
• Cálculo de la corriente de servicio del alimentador del
transformador; potencia aparente:
S
I=
=
U×√3
1250
5,5×√3
= 130 A
motor:
cosφ = factor de potencia = 0,9; η = eficiencia del motor
= 0,9
S
U×√3×cosφ×η
=
630
5,5×√3×0,9×0,9
La corriente pico asociada con el primer bucle principal de la corriente de
resistencia nominal de corto tiempo que cuadro puede soportar en la posición
cerrada bajo las condiciones prescritas de uso y comportamiento.
Corriente de operación: I (A)
• Cálculo de la corriente de operación del alimentador del
I=
El valor rms de la corriente que el cuadro puede soportar en la posición cerrada
durante un tiempo corto especificado bajo las condiciones prescritas de uso y
comportamiento. El tiempo corto es generalmente 1 s, 2 s y a veces 3 s.
Esto se calcula a partir del consumo de los dispositivos conectados al circuito
considerado. Es la corriente la que realmente fluye a través del equipo. Si se
desconoce la información, para calcularla, el cliente debe proporcionar esta
información. La corriente de operación puede calcularse cuando se conoce la
potencia de los consumidores actuales.
Corriente de cortocircuito mínima
= 82 A
Isc mín. (valor kA rms) de una instalación eléctrica (ver explicación en capítulo
'Corrientes de cortocircuito').
Corriente máxima de cortocircuito
Ith (kA rms valor 1 s, 2 s o 3 s) de una instalación eléctrica (ver explicación en
capítulo 'Corrientes de cortocircuito').
Valor máximo de cortocircuito máximo
Valor para una instalación eléctrica: (valor del pico inicial en el período transitorio)
(consulte la explicación en el capítulo "Corrientes de cortocircuito".)
48 I Guía técnica de MT
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Presentación
Celdas bajo envolvente metálica
y metalclad
Frecuencia y funciones
Frecuencia
Por lo general se utilizan dos frecuencias en todo el mundo:
Una lista breve podría resumirse de la siguiente manera, sabiendo que algunos
países usan ambas frecuencias en diferentes redes:
• 50 Hz en Europa - África - Asia - Oceanía - Sur de Sudamérica excepto en los
países mencionados para 60 Hz;
• 60 Hz en Norteamérica - Norteamérica - Reino de Arabia Saudita Filipinas - Taiwán - Corea del Sur - Japón.
Funciones
La siguiente tabla describe las diferentes funciones de conmutación y protección
que se cumplen en las redes de MT y su esquema asociado.
Designación
y símbolo
Función
Corriente
de operación
Seccionador
Aísla
Seccionador de puesta
a tierra
Se conecta
a la tierra
Interruptor seccionador
Cargas de
conmutación
Interruptor seccionador
Interruptores
Aísla
Interruptor automático
Contactor
Contactor extraíble
Interruptor de corriente
Seccionadores
Protección
Cargas de
interruptores
Los interruptores
se aíslan si se
retiran
Fusible
La protección
no aísla
Dispositivos extraíbles
Ver función
asociada
Corriente
de defecto
(capacidad de
cortocircuito)
●
●
●
(capacidad de
cortocircuito)
(capacidad de
cortocircuito)
●
●
●
● (una vez)
Ver función
asociada
Ver función
asociada
● = sí
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Guía técnica de MT
I 49
Presentación
Celdas bajo envolvente metálica
y metalclad
Accesibilidad y continuidad del servicio
Es posible que el usuario pueda acceder a algunas partes del cuadro por varias
razones, desde la operación hasta el mantenimiento, y dicho acceso podría afectar
el servicio general del cuadro y así disminuir la disponibilidad.
La IEC 62271-200 propone definiciones y clasificaciones orientadas al usuario
destinadas a describir cómo se puede acceder a un cuadro determinado y cuáles
serán las consecuencias en la instalación. Consulte IEEE C37.20.2 y C37.20.3 para
conocer las categorías de celdas para Norteamérica.
El fabricante deberá indicar cuáles son las partes del cuadro a las que se puede
acceder, si las hay, y cómo se garantiza la seguridad. En ese sentido, se deben
definir los compartimentos, y algunos de ellos se calificarán como accesibles.
Se proponen tres categorías de compartimentos accesibles:
• Acceso controlado por enclavamiento: las características de interbloqueo del
tablero de distribución garantizan que la apertura solo sea posible en condiciones
seguras;
• Acceso basado en procedimientos: el acceso se garantiza mediante, por
ejemplo, un candado y el operario debe aplicar los procedimientos adecuados
para garantizar un acceso seguro;
• Acceso basado en herramientas: si se necesita alguna herramienta para abrir
un compartimento, el operario deberá ser consciente de que no se toman medidas
para garantizar una apertura segura, y que se aplicarán los procedimientos
adecuados. Esta categoría se limita a los compartimentos en los que no se
especifique operación normal ni mantenimiento.
Cuando se conoce la accesibilidad de los diversos compartimentos, se pueden
evaluar las consecuencias de abrir un compartimento en la operación de la
instalación; es el concepto de pérdida de continuidad de servicio el que lleva
a la clasificación LSC propuesta por la IEC: 'categoría que define la posibilidad
de mantener otros compartimentos de alta tensión y/o unidades funcionales
energizados al abrir un compartimiento accesible de alta tensión'.
Si no se proporciona un compartimento accesible, entonces no se aplica la
clasificación LSC.
Se definen varias categorías, de acuerdo a "la medida en que el cuadro y el control
se pretende mantener operativo en caso de que se proporcione acceso a un
compartimiento de alta tensión":
• Si cualquier otra unidad funcional que no sea la que está bajo intervención tiene
que apagarse, entonces el servicio es solo parcial: LSC1;
• Si al menos un conjunto de embarrados puede permanecer en servicio y todas las
otras unidades funcionales pueden mantenerse en servicio, entonces el servicio
es óptimo: LSC2;
• Si dentro de una sola unidad funcional, se puede acceder a otros compartimentos
que no sean el compartimento de conexión, entonces el sufijo A o B puede usarse
con la clasificación LSC2 para distinguir si los cables deben estar muertos o no al
acceder a este otro compartimiento.
Sin embargo, ¿hay una buena razón para solicitar acceso a una función
determinada? Ese es un punto clave.
50 I Guía técnica de MT
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Celdas bajo envolvente metálica
y metalclad
Presentación
Ejemplos
Ejemplo 1
PM102834
Schneider Electric WI es una celda de distribución con aislamiento de gas (GIS)
con interruptor automático de vacío con mantenimiento libre (VCB) de primera
generación, lanzado en 1982, para un máximo de 52 kV en un ancho de celda de
600 mm.
El diseño del tubo por lo general proviene de cuadros de transferencia AT, pero
aquí con 3 fases por tubo.
Los seccionadores en este segmento superior de MT están disponibles como
solución de barra simple (SBB) y doble (DBB).
El interruptor automático y el compartimiento de barras son tanques de acero
inoxidable separados, llenos de SF6-gas solo para aislamiento.
Solo se da acceso al área de conexión de cables, desde la parte posterior del
cuadro. Los tanques están cerrados herméticamente y conectados a tierra,
evita el acceso a las piezas en tensión, pero se consideran compartimentos
inaccesibles. Pérdida de continuidad de servicio (LSC) es LSC2 y se define en
IEC 62271-200.
WI
PM103008
Ejemplo 2
El GIS (GHA de Schneider Electric de hasta 40,5 kV) diseñado con seccionadores
de vacío está diseñado para ser llenado con SF6-gas en fábrica, a modo de no
tener manejo de gas en la obra.
Todo el montaje se realiza en fábrica en condiciones controladas y las celdas se
entregan en el sitio 'listos para conectarse'.
El equipo en el tanque de gas es libre de mantenimiento para su vida útil. Los
componentes, como los transformadores de medida o el mecanismo de mando,
se encuentran accesibles fuera del compartimiento de gas.
GHA está disponible como solución SBB y DBB. El diseño está encerrado en metal
y el metal de partición (PM) entre los compartimentos con LSC2.
PE90697
GHA
Ejemplo 3
Esta celda con aislamiento de gas SBB (CBGS-0 de Schneider Electric hasta
36 kV/38 kV) contiene SF6 o interruptor automático de vacío y seccionador de
3 posiciones en un tanque SF6-gas. El embarrado situado en la parte superior
es un sistema completamente aislado, protegido y conectable. El embarrado,
con protección de puesta a tierra, hace que el embarrado sea seguro de tocar.
De forma opcional, los transformadores de medida pueden instalarse en el
compartimiento de barras y cables, accesibles y fuera del compartimiento de
gas. Todas las operaciones pueden llevarse a cabo desde la parte frontal, lo que
permite ahorrar espacio en la instalación posterior de la pared. Los embarrados
y los cables AT pueden conectarse a un casquillo de cono externo estándar. La
continuidad de pérdida de servicio (LSC) se define en IEC 62271-200 a LSC2.
Ejemplo 4
CBGS-0
PE90208
Una tecnología mixta (Schneider Electric GenieEvo) con un compartimento
de conexión con aislamiento por aire y un dispositivo de conmutación principal
con aislamiento por aire que puede extraerse con el embarrado en tensión,
gracias al seccionador.
El esquema unifilar es similar al ejemplo 2.
Si se puede acceder al compartimento de conexión y al compartimento del
interruptor automático, y se tiene acceso a cualquiera de ellos, los cables
previamente se habrán abierto y puesto a tierra.
La categoría es LSC2A-PM.
GenieEvo
schneider-electric.com
Guía técnica de MT
I 51
Celdas bajo envolvente metálica
y metalclad
Presentación
Ejemplos
Ejemplo 5
MCset
PE90700
PE57466
Una estructura muy clásica de tablero de transferencia extraíble con aislamiento
por aire (MCset de Schneider Electric), con compartimentos accesibles por
enclavamiento para las conexiones (y TI's) y el dispositivo de conmutación
principal.
La función desenchufable proporciona la independencia del compartimento del
dispositivo de interruptor principal de los otros compartimentos de AT; por lo tanto,
los cables (y por supuesto el embarrado) puede permanecer en tensión al acceder
al interruptor.
Se aplica la clasificación LSC y la categoría es LSC2B-PM como la gama PIX de
Schneider-Electric.
Ejemplo 6
Interruptor-seccionador de distribución secundaria típica, con un solo compartimento
accesible para enclavamiento para la conexión (Schneider Electric SM6).
Al acceder a un compartimento dentro del tablero de distribución, todas las
otras unidades funcionales permanecen en servicio. La categoría es LSC2.
Una situación similar ocurre con la mayoría de las soluciones de unidades
principales de RMU.
SM6
PE57770
Ejemplo 7
Una unidad funcional inusual, disponible en algunas gamas:
la unidad de medición que proporciona FT y TI en la barra de distribución de un
conjunto (aquí un RM6 de Schneider Electric).
Esta unidad solo tiene un compartimento, accesible, por ejemplo, para cambiar
los transformadores o su relación. Al acceder a un compartimento de este tipo,
el embarrado de distribución del conjunto debe estar sin tensión, lo que impedirá
la continuidad del servicio del conjunto. Esta unidad funcional es LSC1.
RM6
PE90845
Ejemplo 8
La nueva generación de cuadros de MT incorpora toda una gama de innovaciones.
El sistema de aislamiento sólido blindado (SSIS) reduce drásticamente el riesgo de
defectos internos de arco y lo hace no sensible a entornos hostiles.
Conjunto compacto de cuadros de transferencia de vacío modular (Schneider
Electric PREMSET), con una amplia gama de funciones, diseñado para adaptarse
a todas las aplicaciones.
Esta unidad funcional es LSC2A-PM.
PM109452
Premset
GM AirSeT
52 I Guía técnica de MT
Ejemplo 9
La nueva generación de celdas GIS primario sin SF6-6 (GM AirSeT y GM AirSeT
Performance, clasificaciones de hasta 40.5 kV 2500 A 40 kA de Schneider Electric)
utiliza seccionadores de vacío para el corte y se llena con Pure Air en el sitio de
fabricación. Es fácil de instalar, no hay necesidad de manipulación de gas para
conexión de embarrado en la obra. Los componentes sellados en el tanque de
gas no requieren mantenimiento durante su vida útil. Los componentes, como
los transformadores de medida o el mecanismo de operación, se encuentran
accesibles fuera del compartimiento de gas. Las características digitales como el
gas, la temperatura, el mecanismo y el monitoreo parcial de la descarga permiten
optimizar la red y facilitar el mantenimiento. Este producto exento de SF6 con aire
puro es tan compacto como el existente usando SF6. La gama GM AirSeT está
disponible con embarrado de simple barra, mientras que la gama GM AirSeT está
disponible en simple o doble barra. El diseño de celda bajo envolvente metálica y
la categoría de partición metal (PM) entre los compartimentos es LSC2.
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Celdas bajo envolvente metálica
y metalclad
Presentación
Ejemplos
PM109042
Ejemplo 10
La nueva generación de celdas AIS secundarios sin SF6 (SM AirSeT hasta 24 kV
1250 A y 25 kA de Schneider Electric) está diseñada con un interruptor tradicional
de 3 posiciones con el innovador sistema de interrupción de vacío de derivación
en paralelo al seccionador. El tanque está lleno de aire puro. Están disponibles
las unidades funcionales del interruptor, interruptor automático o interruptor
ruptofusible. Las características digitales, como el monitoreo térmico, ambiental
y de descarga parcial, permiten la evaluación de la salud y el mantenimiento
predictivo.
Este producto sin aire SF6 ocupa el mismo espacio que los productos SF6 y es
totalmente intercambiable con la versión existente con SF6, conservando los
mismos modos de operación. Al acceder a un compartimento dentro del cuadro
de distribución, todas las otras unidades funcionales se mantienen en servicio.
La categoría es LSC2A-PI.
SM AirSeT
PM109430
Ejemplo 11
La nueva generación de la unidad principal de anillo SF6 libre (RM AirSeT hasta
24 kV 1250 A y 25 kA de Schneider Electric) está diseñada con un interruptor
tradicional de 3 posiciones con el innovador sistema de interrupción de vacío
de derivación en paralelo con el seccionador, manteniendo los mismos modos
de operación. El tanque está lleno de aire puro. En un mismo tanque se pueden
combinar las funciones de interruptor, interruptor automático e interruptor
ruptofusible. Las características digitales como el monitoreo térmico y parcial de
la descarga permiten la evaluación de la salud y el mantenimiento predictivo. Este
producto sin aire SF6 tiene un formato similar al de la unidad principal de anillo SF6.
Al acceder a un compartimento dentro del tablero de distribución, todas las otras
unidades funcionales se mantienen en servicio. La categoría es LSC2.
RM AirSeT
Ejemplo 12
PM109365
SureSeT está transformando el panorama del cuadro de distribución Metalclad de
media tensión. Con la creciente demanda de optimización del espacio y eficiencia
operativa, el diseño compacto, la automatización integrada y el monitoreo de
SureSeT permiten a nuestros clientes hacer más con menos.
Los tiempos de operación de las instalaciones se incrementan a medida que el
monitoreo de condiciones integrado nativo permite a los operadores gestionar,
priorizar y evaluar los problemas inminentes de los equipos.
Los técnicos pueden mantenerse a una distancia de trabajo segura a través de
comunicaciones inalámbricas nativas para operar el equipo y recopilar datos.
Destacar:
• Monitoreo digital de la salud;
• Control remoto digital;
• Diseño compartimentado;
• Mayor resistencia;
• Menor necesidad de espacio;
• Puertas modulares y cuadros BT.
SureSeT
Ejemplo 13
PM106661
MCSet es una celda con aislamiento por aire (AIS) con interruptor de vacío o de
SF6 que ha sido diseñado para los diversos requerimientos operativos en sistemas
de distribución de media tensión públicos e industriales de hasta 24 kV y corrientes
clasificadas de 630 A a 3150 A. Instalación adosada, conexiones desde abajo
o arriba: MCSet ofrece una amplia gama de resistencia AFLR interno clasificado
con arco eléctrico de hasta 50 kA/1 s. Control remoto total de las operaciones del
interruptor automático y del seccionador de puesta a tierra, aumentando la
seguridad del operador. El interruptor automático, el compartimiento de barras
y el compartimento de cables están separados, dando clase PM. MCSet se
categoriza como 'LSC2B' en la categoría de pérdida de servicio definida por
la norma IEC 62271-200: las particiones metálicas segmentan los diversos
compartimientos de las celdas, lo que permite una intervención segura en uno
de ellos incluso si los otros permanecen energizados.
MCSet
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Guía técnica de MT
I 53
Reglas de diseño
54 I Guía técnica de MT
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Condiciones de servicio
56
Condiciones normales de servicio para equipos MT de interior
56
Cómo especificar las condiciones de servicio reales
58
Potencia de cortocircuito
65
Introducción
65
Corrientes de cortocircuito
General
66
Transformador
67
Generadores síncronos - motor asíncrono
68
Recordatorio sobre el cálculo de corrientes de cortocircuito trifásicas
70
Ejemplo de cálculo trifásico
73
Cálculo de embarrados
76
Introducción
76
Resistencia térmica
77
Resistencia electrodinámica
81
Frecuencia intrínseca resonante
84
Ejemplo de cálculo de embarrados
85
Rigidez dieléctrica
92
General: la rigidez dieléctrica del medio
92
Pruebas dieléctricas
93
Geometría de las piezas:
distancias entre las partes
97
Distancia entre piezas
98
Índice de protección
Código IP según la norma IEC 60529
99
99
Código IK
100
Clasificación NEMA
101
Clasificación NEMA
102
Corrosión
schneider-electric.com
66
103
Atmosférica
103
Atmosférica - Galvánica
105
Galvánica
108
Combinada atmosférica y galvánica
109
Guía técnica de MT
I 55
Normas de diseño
Condiciones de servicio
Condiciones normales de servicio para
equipos MT de interior
Domine las condiciones de servicio de
interior para ayudar a dominar la vida útil
de los componentes electrotécnicos.
Antes de cualquier descripción de las reglas de diseño para el cuadro MT,
es necesario recordar dónde debe instalarse el panel de conmutación.
El cuadro de MT se instala en varias salas con diferentes diseños que podrían
afectar el envejecimiento, o la vida útil esperada, a un grado mayor o menor.
Por esta razón, a continuación se resalta el impacto de las condiciones de servicio
relacionadas con el diseño de una instalación de MT/BT.
Se deberá prestar atención a las diferencias existentes en materia de
estandarización dentro de la IEC para las condiciones de servicio entre el cuadro
de MT y el BT, tales como la altitud y los niveles de contaminación como la red
eléctrica.
Condiciones de servicio
PM108481
El propósito de este capítulo es proporcionar pautas generales que se deben
tener en cuenta durante las fases de diseño para las condiciones de los servicios.
El desafío para una sala de operaciones, prefabricada o no, es transformar
las condiciones de servicio exterior a las condiciones de servicio interior para las
cuales los cuadros de transferencia y los mandos de control están diseñados.
Este capítulo también proporciona pautas sobre cómo evitar o reducir en gran
medida la degradación de los equipos MT en sitios expuestos a humedad,
contaminación y sobrecalentamiento.
cuando se instala en una sala de transformadores con un sistema de enfriamiento
no adaptado.
Condiciones normales de servicio para equipos MT de interior
Todos los equipos de MT deberán cumplir con sus normas específicas.
La norma IEC 62271-1 "Especificaciones comunes para los cuadros de
transferencia y control de alta tensión" y el C37.100.1 para Norteamérica, definen
las condiciones normales de servicio para la instalación y uso de dichos equipos.
La temperatura ambiente del aire no excede los 40 °C y su valor promedio, medido
en un período de 24 h, no excede los 35 °C.
Los valores preferidos de temperatura ambiente mínima son - 5 °C, - 15 °C
y - 25 °C. Por ejemplo, con respecto a la contaminación, humedad asociada a la
condensación, la norma establece:
• Contaminación El aire ambiente no se contamina significativamente por el polvo,
humo, gases corrosivos y/o inflamables, vapores o sal. El fabricante asumirá que,
en ausencia de requisitos específicos del usuario, no hay ninguno.
• Humedad Las condiciones de humedad son las siguientes:
- El valor medio de la humedad relativa, medido en un periodo de 24 h,
no excede 95 %,
- El valor medio de la presión de vapor del agua durante un período de 24 h
no excede 2,2 kPa,
- El valor promedio de la humedad relativa, durante un período de un mes,
no excede el 90 %,
- El valor promedio de la presión de vapor del agua durante un período de un mes
no excede 1,8 kPa.
En estas condiciones, puede ocurrir ocasionalmente condensación.
NOTA 1: Se puede esperar condensación donde ocurren cambios bruscos de temperatura en
periodos de alta humedad.
NOTA 2: Para soportar los efectos de alta humedad y condensación, como una avería del
aislamiento o corrosión de las piezas metálicas, se debe utilizar un cuadro diseñado para tales
condiciones.
La condensación se puede evitar por el diseño adecuado del edificio o la vivienda,
por la ventilación y calefacción adecuadas de la estación o por el uso de equipo
deshumidificador. La norma IEC/TS 62271-304:2019 establece en el anexo C
precauciones para mitigar el riesgo de envejecimiento prematuro cuando se
expone a altos niveles de temperatura, humedad y contaminación.
56 I Guía técnica de MT
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Normas de diseño
Condiciones de servicio
Condiciones normales de servicio para
equipos MT de interior
Para la instalación en un lugar donde la temperatura ambiente pueda estar fuera
del rango de condiciones de servicio normales establecido, los rangos preferidos
de temperatura mínima y máxima a especificar deben ser:
(a) - 50 °C y +40 °C para climas muy fríos;
(b) - 5 °C y +55 °C para climas muy calurosos.
Por ejemplo, con respecto a la contaminación, humedad asociada a la
condensación, la norma establece:
Contaminación
Para la instalación en interiores, se puede consultar la norma IEC/TS 62271-304,
que define las clases de diseño para los cuadros MT y los aparatos de control
que se utilizarán en condiciones climáticas adversas. IEC 60721-3-3: 1996 para
sustancias químicas activas y depósitos.
P0: Contaminación muy ligera (como se indica en el punto 4.1.2,
elemento d), de la norma IEC 62271-1:2017/A1:2021)
• Habitaciones en áreas sin contaminación significativa;
• Las habitaciones en zonas con contaminación (ver anexo B de la IEC TS 62271:2019)
con precauciones contra la contaminación (ver anexo C de la IEC TS 62271-304)
para recuperar las condiciones normales de servicio en interiores;
• Habitaciones con precauciones contra la contaminación (ver anexo C). La
construcción de edificios u otras viviendas brinda protección adaptada contra
la contaminación externa.
El control de las condiciones del aire puede apagarse durante periodos de tiempo.
PL: La contaminación lumínica se considera 'luz' de la clase de gravedad de
contaminación del sitio (SPS) de acuerdo con IEC TS 60815-1
• Habitaciones sin precauciones contra la contaminación. La construcción de
edificios u otras viviendas está expuesta al aire ambiente en áreas rurales y
algunas urbanas con actividades industriales o con tráfico moderado.
PH: Contaminación intensa (cualquier nivel de contaminación superior a PL)
• Habitaciones sin precauciones contra la contaminación. La construcción de
edificios u otras viviendas está expuesta al aire ambiente en áreas urbanas con
actividades industriales o con tráfico pesado.
IEC TS 62271-304: 2019
Clase
Condensación
Conductividad del
agua NaCl (µS/cm)
20
100-150
TBD
P0
PL
PH
C0
0
CL
1
3
CH
2
4
No se retiene debido a depósitos secos
no conductores
No se definió límite superior
Humedad
La humedad revela las condiciones en ambientes contaminados
En ciertas regiones donde ocurren frecuentes vientos húmedos cálidos, pueden
ocurrir cambios repentinos de temperatura que pueden resultar en condensación
incluso en interiores.
En condiciones interiores tropicales, el valor medio de humedad relativa medido
durante un período de 24 h puede ser de 98 %.
C0: Normalmente no se produce condensación (no más de dos veces al año)
• Habitaciones con control continuo de humedad y/o temperatura para evitar la
condensación. El edificio u otras viviendas brindan protección contra las
variaciones diarias del clima exterior;
• Habitaciones que no tienen control de humedad o temperatura. Sin embargo, la
construcción de edificios u otras viviendas brinda protección contra las variaciones
diarias en el clima exterior, y la condensación no es mayor a dos veces al año.
CL: Condensación no frecuente (no más de dos veces al mes)
• Habitaciones que no tienen control de humedad o temperatura. La construcción
del edificio u otra vivienda brinda protección contra las variaciones diarias del
clima exterior, pero no se puede excluir la condensación.
CH: Condensación frecuente (más de dos veces al mes)
• Habitaciones que no tienen control de humedad o temperatura. El edificio o
cualquier otra vivienda proporcionan una protección mínima contra las variaciones
diarias del clima exterior, de modo que puede ocurrir condensación frecuente.
Otros
• C
uando prevalecen condiciones ambientales especiales en el lugar donde deben
ponerse en servicio los cuadros MT y los aparatos de control, el usuario debe
especificarlas de acuerdo con la norma IEC 60721.
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Guía técnica de MT
I 57
Condiciones de servicio
Normas de diseño
Como especificar condiciones
de servicio reales
Las diversas condiciones de servicio se relacionan con el diseño de la instalación,
el diseño de las salas de maniobras, el sitio y la aplicación que rodea la instalación,
y finalmente, las estaciones.
La combinación de estos parámetros genera una matriz que puede afectar la
vida útil de los productos. Más allá de la corrosión atmosférica, ciertos entornos
pueden volverse más severos para los componentes eléctricos de MT, e incluso
en BT, si tienen una definición de nivel de contaminación diferente en comparación
con MT. La siguiente tabla explica cómo pueden interactuar las normas o las
especificaciones técnicas aplicables mediante criterios de instalación fácilmente
identificables.
Como se indica en la norma IEC 62271-1, la condensación puede ocasionalmente
ocurrir incluso en condiciones normales. La norma establece medidas especiales
relativas a las instalaciones de subestaciones que pueden implementarse para
evitar la condensación.
Sin embargo, al seleccionar los factores ambientales para una determinada
aplicación del producto en el sitio, se recomienda verificar estas condiciones e
influencias para factores ambientales únicos, combinados y secuenciales a medida
que ocurran. Este análisis debe verificarse cruzando las condiciones ambientales
para las que se diseñó el producto, de acuerdo con su respectivo estándar.
Uso en condiciones adversas
Bajo ciertas condiciones severas relacionadas con la humedad y la contaminación,
más allá de las condiciones normales de uso mencionadas anteriormente, el
equipo eléctrico de diseño correcto puede estar sujeto a daños debido a la rápida
corrosión de las piezas metálicas y a la degradación de la superficie de las piezas
aislantes.
IEC 60721-2-1 Climas aplicados al caso de uso:
Tropical
No
25,00 %
Árida
Sí
75,00 %
Temperatura
No
0,00 %
Frío
No
0,00 %
Polar
No
0,00 %
Caso de uso
Una de las mejores maneras de identificar las brechas potenciales cuando
se especifican condiciones promedio es ilustrar un caso de uso.
Una selección aleatoria destaca que no se alcanzan los valores estandarizados
de humedad relativa mientras se exceden los valores estandarizados de la presión
del vapor del agua, incluso para un clima árido como se define en IEC 60721-2-1.
La siguiente figura muestra la curva de los parámetros atmosféricos para el mes de
agosto en esta área; la siguiente tabla muestra los valores anuales asumidos para
2040 y los valores definidos. Se utilizó esta base de datos climática y el escenario
medio se basa en el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio
Climático (IPCC), implementado en software.
Medidas correctivas para problemas de condensación
• Diseñar o adaptar cuidadosamente la ventilación de las subestaciones;
• Evita las variaciones de temperatura;
• Eliminar las fuentes de humedad en el entorno de las subestaciones;
• Instale una unidad de calefacción, ventilación, aire acondicionado (HVAC);
• Asegúrese de que el cableado se ajuste a las normas aplicables.
Medidas correctivas para problemas de contaminación
Equipe las aberturas de ventilación de la subestación con rejillas tipo chevron
para reducir la entrada de polvo y contaminación, especialmente cuando el
transformador se instala en la misma celda o cuadro.
Instale el transformador en una sala diferente para usar redes de ventilación más
eficientes si las hubiera.
Mantener la ventilación de la subestación al mínimo requerido para la evacuación
del calor del transformador, para reducir la entrada de contaminación y polvo.
Utilice celdas MT con un grado de protección suficientemente alto (IP).
Utilice sistemas de aire acondicionado o enfriamiento por aire con filtros instalados
en la entrada de aire para restringir la entrada de contaminación y polvo.
Limpie regularmente todos los restos de contaminación de piezas metálicas y aislantes.
58 I Guía técnica de MT
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Condiciones de servicio
Normas de diseño
Como especificar condiciones
de servicio reales
Ejemplo de parámetros ambientales
6000
100
5000
80
Presión de vapor Pa
120
% HR
DM107923
Condiciones atmosféricas del caso de uso
40
20
0
Temp. °C
60
28/07/2040
4000
3000
2000
1.000
Vatio/m2
0
02/08/2040
07/08/2040
12/08/2040
17/08/2040
Temperatura
Humedad relativa
Plano inclinado de
radiación global
Presión de vapor
22/08/2040
27/08/2040
1/9/2040
Punto de rocío promedio 20,73 °C
Valores
Units (Unidades)
Valores anuales (selección para diseño en relación con la vida útil 2040)
fuente IPCC
Promedio de temperatura (1)
Media relativa de humedad
Presión de vapor media
Temperatura mín.
Humedad relativa mín.
Presión de vapor mín.
Temperatura máx.
Humedad relativa máx.
Presión de vapor máxima
Tiempo de humedad TOW (2)
25,31
76,95
2,53
16,6
37
1,08
37,3
100
4,28
3763
°C
%
kPa
°C
%
kPa
°C
%
kPa
h/y
28,21
83,68
3,2
24,2
55
2,63
34
100
3,98
°C
%
kPa
°C
%
kPa
°C
%
kPa
Valores para agosto
Promedio de temperatura
Media relativa de humedad
Presión de vapor media
Temperatura mín.
Humedad relativa mín.
Presión de vapor mín.
Temperatura máx.
Humedad relativa máx.
Presión de vapor máxima
(1) Promedio: Promedio.
(2) TOW: Tiempo de humedad según ISO 9223.
La especificación del equipo de MT debe definir la duración de las propiedades
principales que se conservarán para llevar a cabo las evaluaciones de fiabilidad
del equipo de MT.
Las condiciones de las ubicaciones protegidas podrían ser más sólidas que la
ubicación interior.
Véase IEC 60721-3-3 y IEC 60721-3-4, que se ocupan de los parámetros ambientales.
Esta es la razón por la que es necesario tomar precauciones tal como se especifica
en IEC TS 62271-304.
Precauciones para el quirófano
Reducir
Contaminación Condensación
Variación de
temperatura
Humedad
Adaptar el área de apertura a la aplicación
Adaptar el área de apertura a las pérdidas de energía
Aire acondicionado (humedad y temperatura)
Filtrado de aire
Evite el flujo de aire a través del cuadro
Techo doble (techo + techo)
Distancia entre el cuadro y las paredes
Calefacción para mantener una temperatura estable
Mejore el grado de protección > IP34
Para mantener un flujo de aire mínimo
Sin ventiladores
Sellado de entradas (bodega, sótano de cables, etc.)
Aislamiento térmico
Transformador en un compartimento dedicado
Ventilación orientada a la fuente de contaminación
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I 59
Normas de diseño
Condiciones de servicio
Como especificar condiciones
de servicio reales
Medidas correctoras para problemas de condensación
• Diseñar o adaptar cuidadosamente la ventilación de la subestación;
• Evite las variaciones de temperatura;
• Eliminar fuentes de humedad en el entorno del centro de transformación;
• Instalación de una unidad de calefacción, ventilación y aire acondicionado (HVAC);
• Asegúrese de que el cableado cumple las normas aplicables.
Medidas correctoras para problemas de contaminación
Equipe las aberturas de ventilación de la subestación con rejillas de tipo chevron
para reducir la entrada de polvo y la contaminación, especialmente cuando el
transformador se instala en la misma celdas o cuadro de control.
Instale el transformador en una sala diferente para utilizar redes de ventilación
más eficientes, si las hay.
Mantenga la ventilación del centro de transformación al mínimo necesario
para evacuar el calor del transformador con el fin de reducir la entrada de
contaminación y polvo.
Utilice celdas de MT con un grado de protección lo suficientemente alto (IP).
Utilice sistemas de aire acondicionado o refrigeración forzada por aire con filtros
instalados en la entrada de aire para limitar la entrada de contaminación y polvo.
Limpiar regularmente todas las trazas de contaminación del metal y de las piezas
aislantes.
60 I Guía técnica de MT
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Condiciones de servicio
Normas de diseño
Como especificar condiciones
de servicio reales
DM105224
Ventilación
S’
200 mm
mini
Generales
La ventilación del centro de transformación suele ser necesaria para disipar el
calor producido por los transformadores y otros equipos, y para permitir el secado
después de periodos particularmente húmedos o periodos de humedad.
Sin embargo, varios estudios han demostrado que una ventilación excesiva puede
aumentar drásticamente la condensación.
2
H
Subestación prefabricada MT/BT
Cualquier instalación de un transformador en la misma sala con compartimentos
de celdas de MT y BT afectará a la vida útil de los productos, por las razones
siguientes:
• Cualquier cambio en el aire generado por el calentamiento del transformador
reduce el impacto de la irradiación. Este cambio en el flujo de aire es convección
natural;
• Cualquier separación del transformador entre una pared de separación y el
compartimento de celdas de MT y BT mejorará la condición de servicio de la
aparamenta en climas moderados.
• Cualquier instalación de aparamenta sin transformador en la sala, que tenga como
resultado la ausencia de cambio de aire, debe instalarse en una envolvente con
aislamiento térmico que lo proteja de las condiciones de servicio al aire libre
(polvo, humedad, radiación solar, etc.), especialmente en climas muy calientes
y fríos.
1
S
DM105225
Ventilación natural Fig. A
Por lo tanto, la ventilación debe mantenerse al nivel mínimo requerido.
Además, la ventilación nunca debe generar variaciones repentinas de temperatura
que puedan hacer que se alcance el punto de rocío.
Lama tipo chevron IP23
(ξ = 33 si α = 60° y ξ = 12 si α = 90)
El espacio entre lamas se amplía al máximo permitido por
el grado de protección IP2x, por debajo de 12,5 mm.
Otras aberturas:
IP43 Malla de alambre resistente a la sobretensión
adicional con aberturas de 1 mm² de espesor
de cable de 0,6 mm, reborde completo de la rejilla
de ventilación ≥ ξ + 5
Únicamente aberturas IP23 38 mm × 10 mm: ξ = 9
DM105226
Fig. B Coeficiente de las pérdidas de presión definido por las
pruebas de caudal de aire
0.14
0.12
0.1
0.08
0.06
0.04
0.02
0
K
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
C Impacto de las rejillas de ventilación
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La ventilación natural, Fig A, que es la más utilizada para instalaciones de MT,
contiene una guía para dimensionar la entrada de aire y las aberturas de salida
de las subestaciones MT/BT.
Métodos de cálculo
El alcance es para edificios y envolventes prefabricadas que utilizan las mismas
rejillas de ventilación para la entrada de aire y la salida de aire. Existen varios
métodos de cálculo disponibles para calcular el tamaño necesario de las aberturas
de ventilación de la subestación, ya sea para el diseño de nuevas subestaciones o
para la adaptación de las subestaciones existentes para las que se han producido
problemas de condensación.
El método básico se basa en la disipación del transformador por convección natural.
Las superficies de apertura de ventilación requeridas (S y S’) pueden estimarse
mediante las siguientes fórmulas, con o sin conocer el coeficiente de resistencia al
flujo de aire de las rejillas de ventilación (véase la Fig. B). Las definiciones de los
términos se encuentran en la página siguiente.
(1) Qnac=P-Qcw-Qaf es la disipación por circulación de aire natural [kW]
0
Por este motivo, debe utilizarse ventilación natural siempre que sea posible. Si es
necesaria una ventilación forzada, los ventiladores deben funcionar continuamente
para evitar fluctuaciones de temperatura. Cuando la ventilación forzada no sea
suficiente para garantizar el estado de servicio interior del cuadro o cuando
la instalación circundante sea un área peligrosa, se requerirán unidades de
climatización para separar completamente las condiciones de servicio interiores
de las condiciones de servicio exteriores.
(2)
- S
= 1,8 × 10-1 Qnac/√H si se desconoce la resistencia del flujo de aire
S’= 1,1 × S - S y S’ son un área neta eficiente.
- Lama tipo chevron
S=Qnac/(K × √H × (θ2-θ1)3 ) con K=0,222√1/ξ→) consulte la Fig. C
S’= 1,1 * S - S y S’ son el área bruta.
Guía técnica de MT
I 61
Condiciones de servicio
Normas de diseño
DM105227
Como especificar condiciones
de servicio reales
t1
1W
1V
1U
2W 2V 2U 2N
Δθ t1 = tt1 -ta1, donde tt1 es la temperatura 1 del transformador
a potencia nominal (IEC 60076-2:2011 e IEC 60076-11:2004)
y ta1 es la temperatura ambiente 1 de la habitación.
DM105228
t2
RMU
LV
El sobrecalentamiento del transformador es un aumento de temperatura adicional.
Se trata del límite máximo de aumento de temperatura del aceite superior
(consulte la Fig E1) para transformadores llenos de líquido o el aumento medio de
temperatura del devanado (consulte la Fig E2) para transformadores de tipo seco
debido a la instalación en el interior de una carcasa.
Ejemplo: 60 K para el aumento de la temperatura del aceite de un transformador
con dieléctrico líquido se convertirá en 70 K si se espera que se sobrecaliente
dentro de una carcasa a 10 K.
Δθ t2 = tt2 -ta2, donde tt2 es la temperatura 2
del transformador a potencia nominal (IEC 60076-2:2011
e IEC 60076-11:2004 y ta2 es la temperatura ambiente 2
(fuera de la celda)
La fórmula 2.2 se acerca a la fórmula 2.1 si Δθ = (θ2 - θ1) = 15 K, y si ξ = 5,
K = f (ξ) = 0,1. Esto equivale a una apertura libre, sin rejilla de ventilación.
Cuando K = 0,1 la fórmula 2.2 es la fórmula utilizada en la norma IEC 60076-16
para transformadores para aplicaciones de turbinas eólicas.
60-65 K O/W
50-55 K O/W
40-45 K O/W
Aumento de la temperatura del aceite y los devanados
30-35 K O/W
DM107924
Fig D Δθt2−Δθt1 es el sobrecalentamiento del transformador
debido al uso en el interior de la carcasa
Temperatura ambiente del aire °C
70
60
50
40
30
20
10
0
–10
–20
70
60
50
40
30
20
10
0
–10
1,2
70
60
50
40
30
20
10
0
–10
–20
–30
1,2
1,2
70
60
50
40
30
20
10
0
–10
–20
–30
–40
1,2
Sobrecalentamiento del aceite mineral
de un transformadore de potencia (K)
Sin envolvente
Clase 20
1,1
1,0
Clase 5
Clase 25
Factor de carga
0,9
Clase 10
Clase 30
0,8
Clase 15
0,7
0,6
DM105230
Fig E1 Factor de carga de transformador líquido
Transformdor con clase de aislamineto 155 ºC
Sobrecalentamiento debido a la envolvente (K)
Temperatura ambiente en °C
Sin envolvente
70
60
50
40
30
20
10
0
– 10
– 20
– 30
– 40
– 50
– 60
– 70
– 80
– 90
1,2
1,1
5
10
15
1
20
25
0,9
Factor de carga
Fig E2 Factor de carga de transformador tipo seco
(clase de aislamiento de 155 °C)
Fig E Límites del factor de carga
62 I Guía técnica de MT
30
0,8
Donde:
Qnac es la disipación por circulación de aire natural [kW]
P es la suma de la potencia disipada [KW] por:
• el transformador (disipación sin carga y debido a la carga);
• el panel de control de BT;
• el panel de control de MT.
Qcw es la disipación de calor por conducción a través de las paredes y el techo
[kW] (suposición Qcw = 0 en el ejemplo). Las pérdidas por conducción a través de
las paredes, el techo (Qcw) y las losas pueden esperarse desde 200 W para una
carcasa aislada térmica, hasta 4 kW para una subestación prefabricada de 10 m²
con material de hormigón.
Qaf es la disipación de calor por circulación de aire forzada [kW] (suposición
Qaf = 0 en el ejemplo) θ1 y θ2 son, respectivamente, las temperaturas del aire de
entrada y salida [°C]
ξ es el coeficiente de resistencia de las pérdidas de presión vinculadas al diseño
de la rejilla de ventilación.
S es el área de apertura de ventilación inferior (entrada de aire) [m²] como se
indica en las fórmulas 2.1 y 2.2
S’ es el área de apertura de ventilación superior (salida de aire) [m²] como se
indica en las fórmulas 2.1 y 2.2
H = Diferencia en la altura entre la superficie de salida media y la altura media
del transformador [m]
(θ2 - θ1) es el aumento de la temperatura del aire que refleja el doble del
sobrecalentamiento del transformador para un transformador sumergido en aceite
(guía de carga IEC 60076-7) y el sobrecalentamiento del transformador único para
un transformador de tipo seco (guía de carga IEC 60076-11).
Cuando estos sobrecalentamientos del transformador se evalúan por un tipo de
prueba de acuerdo con IEC 62271-202 (subestaciones prefabricadas MT/BT),
este sobrecalentamiento es la clase nominal de la celda. Este sobrecalentamiento,
combinado con la temperatura media, da el factor del límite de carga para
mantener la vida útil esperada del transformador de acuerdo con las guías de
carga del transformador IEC.
0,5
El aumento de temperatura del transformador de aceite y devanados de los
transformadores en baño de aceite y la clase de temperatura de los materiales
aislantes de los transformadores de tipo seco están vinculados a la temperatura
ambiente, como se define en la serie IEC 60076. Normalmente, en condiciones de
servicio normales, se define que un transformador se utiliza a 20 °C para la media
anual, 30 °C mensualmente y 40 °C como máximo.
Para una subestación de mampostería, el sobrecalentamiento del transformador se
considera desconocido, ya que el cálculo deberá definir las áreas de ventilación S y S’.
Por lo tanto, solo se puede conocer la temperatura ambiente y el factor de carga.
En los siguientes ejemplos se explica cómo evaluar el sobrecalentamiento del
transformador y, a continuación, el aumento de temperatura del aire (θ2 - θ1)
mediante las fórmulas 2.2.1 y 2.2.2.
Cómo utilizar los gráficos, Fig E
(a) Seleccione la temperatura ambiente media en un periodo de tiempo
determinado para la ubicación de la subestación en el eje vertical.
(b) Seleccione el factor de carga del transformador;
(c) La intersección proporciona un sobrecalentamiento esperado del transformador
que corresponde al límite de aumento de temperatura máxima del aceite para
transformadores con dieléctrico líquido (consulte la Fig E1) o el aumento de
temperatura medio del devanado para transformadores de tipo seco (consulte la
Fig E2) (consulte la 1.2.3 para obtener un gráfico más amplio).
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Normas de diseño
Condiciones de servicio
Como especificar condiciones
de servicio reales
Ejemplo para subestaciones AT/BT:
Transformador sumergido en aceite 1 250 kVA
Ao (950 W Sin pérdidas de carga) Bk (11 000 W Pérdidas
de carga)
Disipación del transformador = 11950 W
Disipación del panel de conmutación de BT = 750 W
Disipación del panel de conmutación de MT = 300 W
La altura entre los puntos medios de apertura de la
ventilación es de 1,5 m.
ξ es 12 para los agujeros de tipo chevron si α = 90° y,
por lo tanto, K = 0,064
(θ2 - θ1) aumento de la temperatura del aire a 20 K para
el sobrecalentamiento esperado del transformador a 10 K
Cálculo:
Potencia disipada P = 11,950 + 0,750 + 0,300 = 13,000 kW
Fórmula 2.1:
S = 1,8×10-1
Qnac
√H
S = 1,91 m² y S' 1,1 × 1,91 = 2,1 m² (área neta)
Fórmula 2.2: Lama tipo chevron
S=
Qnac
K ×√(H×(θ2 - θ1)3
S = 1,85 m² y S' 1,1 × S = 2,04 m² (área bruta)
Tres ventilaciones con las siguientes dimensiones.
Consulte la Fig. F: 1,2 m × 0,6 m, 1,4 m × 0,6 m, 0,8 m × 0,6
para obtener un área bruta S’ a 2,04 m²
Conclusión: Un conocimiento preciso del coeficiente de
resistencia al flujo de aire optimizará el dimensionamiento
de la ventilación si ξ < 13 y si las rejillas de ventilación son
las mismas para la entrada de aire y la salida de aire. Se
muestra un ejemplo en la figura G.
Ejemplos:
• Clima moderado: Se puede utilizar una media anual de 10 °C utilizando una
temperatura de 60-65 K respectivamente para el aceite y para el bobinado del
transformador a plena carga. El sobrecalentamiento esperado es de 10 K cuando
se espera que la temperatura del aire aumente (θ2 - θ1) a 20 K.
• Clima caliente: 30 °C como media veraniega utilizando 50-55 K respectivamente
para transformadores elevadores de temperatura del aceite y del devanado se
pueden utilizar con un factor de carga de 0,9. El sobrecalentamiento esperado es
de 10 K cuando se espera que la temperatura del aire aumente (θ2 - θ1) a 20 K.
• Clima frío: -20 °C como media de invierno con 60-55 K respectivamente para el
aceite y el transformador elevador de temperatura del devanado se puede utilizar
con un factor de carga de 1,2. El sobrecalentamiento esperado es de 20 K cuando
se espera un aumento de temperatura del aire (θ2 - θ1) a 40 K.
• Clima caliente: Como media veraniega, los 30 °C con transformadores de tipo
seco a 155 °C con clase térmica de aislamiento pueden utilizarse con un factor de
carga de 0,9. El sobrecalentamiento esperado es de 10 K cuando se espera un
aumento de temperatura del aire (θ2 - θ1) a 10 K.
En el caso de una subestación prefabricada, se conoce el sobrecalentamiento
del transformador a plena carga debido a la clase de aumento de temperatura
de la carcasa definida en la prueba de tipo. Cualquier uso con una clase de
envolvente definida, limitada por las pérdidas máximas, adaptará el factor de
carga del transformador a la temperatura ambiente para garantizar la vida útil
del transformador.
Los métodos de cálculo utilizan fórmulas que reflejan casos específicos de una
fórmula general basada en la ecuación de Bernouilli y el efecto de pila debido
al calentamiento del transformador, lo que garantiza la convección natural dentro
del compartimento del transformador según lo requiere la norma IEC 62271-202.
De hecho, el flujo de aire real depende en gran medida:
• en la forma de aberturas y las soluciones adoptadas para garantizar el índice
de protección de la celda (IP): rejilla metálica, orificios estampados, rejillas de
chevron, etc. Figura B;
• en caso de aumento de la temperatura y sobrecalentamiento del transformador
en °K (clase) debido al uso en un sobre, como se indica en la figura E;
• en el tamaño de los componentes internos y en el diseño completo, tal como se
indica a continuación:
- posición del transformador y/o de la caja de aceite de retención,
- distancia del transformador a las aberturas,
- transformador en una sala separada con una pared de separación.
• y en algunos parámetros físicos y ambientales, como se indica a continuación:
- temperatura ambiente exterior θ1 utilizada en la ecuación 2.2).
- altitud
- radiación solar.
La comprensión y la optimización de los fenómenos físicos vinculados están
sujetas a estudios de flujo precisos, basados en las leyes de dinámica de fluidos,
y se realizan con software analítico específico. Éstas pueden dividirse en dos
categorías, como se indica a continuación:
• Software utilizado para estudios dinámicos térmicos del edificio, especialmente
utilizado para la gestión de la energía y la eficiencia de los edificios;
• Software utilizado para el estudio del flujo de aire, especialmente cuando un
componente integra su propio sistema de refrigeración de aire (inversor,
convertidor de frecuencia de la red, Data Centers, etc.).
El cálculo normativo se define en el anexo C de la norma IEC 60076-11:2018.
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Guía técnica de MT
I 63
Condiciones de servicio
Normas de diseño
Como especificar condiciones
de servicio reales
DM105231
Ubicación de las aberturas de ventilación
Para favorecer la evacuación del calor producido por el transformador por
convección natural, las aberturas de ventilación deben estar situadas en la parte
superior e inferior de la pared cerca del transformador. El calor emitido por el
cuadro de MT puede ser insignificante.
Para evitar problemas de condensación, las aberturas de ventilación de la subestación
deben estar ubicadas lo más lejos posible de los cuadros (consulte la Fig. H).
RMU
Tipo de aberturas de ventilación
Para reducir la entrada de polvo, contaminación, niebla, etc., las aberturas de ventilación
de la subestación deben estar equipadas con deflectores de lama tipo chevron cuando
el transformador está instalado en la misma sala que los cuadros, de lo contrario se
permite el uso de rejillas de ventilación de mayor eficiencia y, especialmente, se aconseja
cuando las pérdidas totales son superiores a 15 kW.
Asegúrese siempre de que los deflectores estén orientados en la dirección correcta
(consulte la fig. B).
LV
Fig F Ejemplo de distribución para 13 kW de pérdidas
totales (θ2 - θ1) = Aumento de la temperatura del aire = 20 K
correspondiente al sobrecalentamiento del transformador
a 10 K
Variaciones de temperatura dentro de celdas
Para reducir las variaciones de temperatura, instale siempre calentadores
anticondensación dentro de celdas de MT si la humedad relativa media puede
permanecer alta durante un largo periodo de tiempo.
Los calentadores deben funcionar continuamente, 24 horas al día, durante todo el año.
No las conecte nunca a un sistema de regulación o control de temperatura, ya que
esto podría provocar variaciones de temperatura y condensación, así como una vida
útil más corta para los elementos de calefacción. Asegúrese de que los calentadores
ofrezcan una vida útil adecuada (las versiones estándar suelen ser suficientes).
Variaciones de temperatura dentro de la subestación
PM105934
Se pueden tomar las siguientes medidas para reducir las variaciones de
temperatura dentro de la subestación:
• Mejorar el aislamiento térmico de la subestación para reducir los efectos de las
variaciones de temperatura exterior en la temperatura interior de la subestación;
• Evite la calefacción del centro de transformación si es posible. Si es necesario
calentar, asegúrese de que el sistema de regulación o el termostato sean
suficientemente precisos y estén diseñados para evitar variaciones excesivas de
temperatura (por ejemplo, no más de 1 °C). Si no se dispone de un sistema de
regulación de temperatura suficientemente preciso, deje la calefacción encendida
continuamente las 24 horas del día durante todo el año.
• Elimine las corrientes de aire frío de las zanjas para cables situadas debajo de las
celdas o de las aberturas de la subestación (debajo de puertas, juntas del techo, etc.).
Fig G Ejemplo de subestación prefabricada AV/BV con
transformador de 1250 kVA líquido, 19 kW de pérdidas
antes del cambio de regulación de la UE
DM105232
Caja de BT
Ventilaciones
ALTAS y/o BAJAS
Cuadro de
distribución
de MT
Hay varios factores fuera de la subestación que pueden afectar a la humedad interior.
• Plantas: Evite el excesivo crecimiento de la planta alrededor de la subestación y
cualquier cierre o apertura;
• Subestación impermeable: El techo del centro de transformación no debe tener fugas.
Evite techos planos cuya impermeabilidad sea difícil de implementar y mantener;
• Humedad de las zanjas de cables: Asegúrese de que las zanjas de cables
situadas debajo de cualquier tablero de distribución estén secas. Se puede utilizar
una penetración de cable estrecha, si la hay. Una solución parcial consiste en
añadir arena a la parte inferior de la zanja de cables para evitar cualquier
evaporación en el panel de conmutación.
Protección contra la contaminación y limpieza
Una contaminación excesiva favorece la corriente de fuga, el seguimiento y la
descarga en los aislantes. Para evitar la degradación de los equipos de MT debido
a la contaminación, proteja el equipo contra la contaminación o limpie regularmente
la contaminación resultante.
Caja de BT
Ventilaciones
ALTAS y/o BAJAS
Cuadro de
distribución
de MT
Fig. H Ubicaciones de apertura de ventilación
64 I Guía técnica de MT
Entorno y humedad del centro de transformación
Protección contra entornos hostiles por envolvente
El cuadro de MT interior puede protegerse con envolventes que ofrecen un grado
de protección lo suficientemente alto (IP).
Limpieza
Si no se protege completamente, el equipo de MT debe limpiarse regularmente para
evitar la degradación debido a la contaminación. La limpieza es un proceso crítico.
El uso de productos inadecuados puede dañar el equipo de forma irreversible. Para
los procedimientos de limpieza, se aplicarán las instrucciones de servicio del equipo.
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Potencia de cortocircuito
Normas de diseño
Introducción
La potencia de cortocircuito depende directamente de la configuración de la red y
de la impedancia de sus componentes: líneas, cables, transformadores, motores,
etc. a través de los cuales fluye la corriente de cortocircuito.
Ejemplo 1:
DM105233
25 kA a una tensión de funcionamiento de 11 kV
R
Z SC
L
I SC
E
S
Ssc = 3 × U × ISC
sc
= 3 U ISC
Es la potencia máxima que la red puede proporcionar a una instalación durante
un defecto, expresada en MVA o en kA rms para una tensión de funcionamiento
determinada.
U: tensión de funcionamiento (kV)
Isc: Corriente de cortocircuito (valor rms de kA) Ref: páginas siguientes
La potencia de cortocircuito puede asimilarse a una potencia aparente.
A
U
ZS
B
Generalmente, el cliente necesita ser informado del valor de la potencia de
cortocircuito porque normalmente la información requerida para calcularla es
desconocida. La determinación de la potencia de cortocircuito requiere un análisis
de los flujos de potencia que alimentan el cortocircuito en el peor de los casos
posibles.
Ejemplo para subestaciones MT/BT
Ejemplo 2:
La retroalimentación a través de BT Isc5 solo es posible si
Las fuentes posibles son:
• Acometida de red a través de transformadores de potencia;
• Acometida de generador;
• Alimentación de reserva debida a los conjuntos rotativos (motores, etc.); o a través
de transformadores de MT/BT.
el transformador (T4) recibe alimentación de otra fuente y
el interruptor de enlace BT está cerrado.
En el cuadro eléctrico fluyen tres fuentes (T1-A-T2) con
una posible contribución a un defecto de T3 y M:
Isc2 + Isc3 + Isc4 + Isc5
63 kV
DM105234
• Interruptor automático aguas arriba D1 (s/c en A)
T1
• Interruptor automático aguas arriba D2 (c/c en B)
Isc1
Isc1 + Isc3 + Isc4 + Isc5
• Interruptor automático aguas arriba D3 (c/c en C)
Isc1 + Isc2 + Isc4 + Isc5
63 kV
A
T2
Isc2
Isc3
A
B
C
D1
D2
D3
10 kV
D6
D4
D5
D7
MV
T3
Isc5
M
Isc4
LV
T4
LV
MV
Tenemos que calcular cada una de las corrientes Isc.
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Guía técnica de MT
I 65
Corrientes de cortocircuito
Normas de diseño
General
Todas las instalaciones eléctricas deben estar protegidas
contra cortocircuitos, sin excepción, siempre que
haya una discontinuidad eléctrica; que, de forma más
general, se corresponde con un cambio en la sección del
conductor.
La corriente de cortocircuito se calculará en cada fase de
la instalación para las diversas configuraciones posibles
dentro de la red, a fin de determinar las características
del equipo que debe soportar o interrumpir esta corriente
de defecto.
Para elegir el cuadro adecuado (seccionadores automáticos o fusibles) y ajustar
las funciones de protección, se deben conocer tres valores de cortocircuito:
Corriente de cortocircuito
Isc = (kA rms) (por ejemplo, 25 kA rms)
Esto equivale a un cortocircuito en un extremo de la conexión protegida (defecto en
el extremo de un alimentador (consulte la fig. 1) y no solo por detrás del interruptor
automático. Su valor nos permite elegir el ajuste de umbrales para relés y fusibles
de protección contra sobrecorriente; especialmente cuando la longitud de los
cables es alta o cuando la fuente es relativamente impedante (generador, SAI).
valor eficaz de la corriente de corto retardo máxima
Ith = (kA rms 1 s o 3 s) (por ejemplo, 25 kA rms 1s)
Esto equivale a un cortocircuito en las proximidades de los bornes aguas abajo
del dispositivo de conmutación (consulte la fig.1). Se define en kA durante 1, 2 o
3 segundos y se utiliza para definir la resistencia térmica del equipo.
Valor de pico de la corriente de cortocircuito máxima:
(valor de la punta inicial en el periodo transitorio)
Idyn = (kA)
(ejemplo: 2,5 · 25 kA = 62,5 kA de punta para una constante de tiempo de CC
de 45 ms y una frecuencia de 50 Hz (IEC 62271-1)
Idyn es igual a:
2,5 × Isc para 50 Hz, para una constante de tiempo de CC de 45 ms.
2,6 × Isc para 60 Hz, para una constante de tiempo de CC de 45 ms.
2,7 × Isc para constantes de tiempo especial superiores a 45 ms (aplicaciones de
generador).
Determina la capacidad de cierre de seccionadores automáticos e seccionadores,
así como la resistencia electrodinámica de embarrados y panel de conmutación.
Los usos habituales de IEC son los siguientes:
8 - 12,5 - 16 - 20 - 25 - 31,5 - 40 - 50 kA rms.
El estándar ANSI/IEEE utiliza los valores siguientes:
16 - 20 - 25 - 40 - 50 - 63 kA rms.
Generalmente, estas se utilizan en las especificaciones.
DM105235
NOTA:
Una especificación puede dar un valor eficaz en kA y un valor en MVA, como se
muestra a continuación:
Isc = 19 kA o 350 MVA a 10 kV
• si calculamos la corriente equivalente a 350 MVA, descubrimos:
Isc =
I pico = Idyn
Componente directo
Tiempo
66 I Guía técnica de MT
350
= 20,2 kA
3 ×10
La diferencia depende de cómo redondeemos el valor y de los usos locales.
El valor de 19 kA es probablemente el más realista.
• Se puede dar otra explicación: en media y alta tensión, IEC 60909-0 aplica un
coeficiente de 1,1 al calcular la Isc máxima.
Corriente
Isc =
1,1 ×
A
3 ×Zsc
=
E
Zsc
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Corrientes de cortocircuito
Normas de diseño
Transformador
Para determinar la corriente de cortocircuito en los terminales de un transformador,
necesitamos conocer la tensión de cortocircuito (Usc %).
La corriente de cortocircuito depende del tipo de equipo
instalado en la red (transformadores, generadores,
u % se define de la siguiente manera:
DM105236
motores, líneas, etc.).
Potenciómetro
Principal
Secundario
Ejemplo:
• Transformador 20 MVA;
• Tensión 10 kV;
• Usc = 10 %;
• Alimentación aguas arriba: infinito.
Ir =
Isc
Sr
√3×U sin carga
=
Ir
Usc
=
1150
10/100
=
20000
√3×10
= 11,5 kA
= 1150 A
(1) El transformador de tensión no recibe alimentación: U = 0
(2) Ponga el secundario en cortocircuito
(3) Aumente gradualmente la tensión U en el primario hasta la intensidad nominal Ir
en el circuito secundario del transformador.
Por lo tanto, el valor U leído en el primario es igual a Usc.
Entonces
Usc (%)
Usc
Ur primario
La corriente de cortocircuito, expresada en kA, se obtiene mediante la siguiente
ecuación:
Isc (kA)
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=
=
Ir (kA) × 100
Usc (%)
Guía técnica de MT
I 67
Normas de diseño
Corrientes de cortocircuito
Generadores síncronos motor asíncrono
Generadores síncronos
(alternadores y motores)
El cálculo de la corriente de cortocircuito en los terminales de un generador
síncrono es muy complicado porque la impedancia interna de estos últimos varía
según el tiempo.
Cuando la potencia aumenta gradualmente, la corriente reduce el paso a través de
tres períodos característicos:
• subtransitorio (lo que permite determinar la capacidad de cierre de los seccionadores
automáticos y las limitaciones electrodinámicas), duración media, 10 ms;
• transitorio (establece las limitaciones térmicas del equipo), duración media 250 ms;
• permanente (se trata del valor de la corriente de cortocircuito en régimen
permanente).
La corriente de cortocircuito se calcula de la misma manera que para los
transformadores, pero se deben tener en cuenta los diferentes estados.
Método de cálculo para un alternador o un motor
Corriente
DM107933
Ejemplo:
síncrono
• Alternador 15 MVA;
Ir
• Tensión U=10 kV;
Aparición de
defectos
• X'd = 20 %.
Ir =
Isc =
Sr
√3×U
=
Ir
Xsc trans
15
√3×10000
=
Isc
870
20/100
= 870 A
Régimen
sano
= 4350 A = 4,35 kA
Tiempo
Estado
subtransitorio
Estado
transitorio
Estado
permanente
Cortocircuito
La corriente de cortocircuito se obtiene mediante la siguiente ecuación:
Isc =
Ir
Xsc
Xsc
Reactancia de cortocircuito instantánea c/c
Los valores más comunes para un generador síncrono son:
Estado Xsc
X"d subtransitorio Transitorio Xd
Xd Permanente
Turbo
10-20 %
15-25 %
200-350 %
Polo expuesto
Del 10 % al 20 %
Del 25 % al 35 %
Del 70 % al 120 %
El valor alto de la impedancia de cortocircuito permanente significa que la corriente
de cortocircuito establecida es inferior a la corriente nominal.
Motor asíncrono
Para motores asíncronos
La corriente de cortocircuito en los terminales es igual a la corriente de arranque
Isc ≈ 5 a 8 Ir
La contribución de los motores (corriente de retroalimentación) a la corriente de
cortocircuito es igual a: I ≈ de 4 a 5 Ir o I ≈ 3 Σ Ir
El coeficiente de 3 tiene en cuenta los motores cuando se detienen.
68 I Guía técnica de MT
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Normas de diseño
Corrientes de cortocircuito
Generadores síncronos motor asíncrono
Cuando un motor asíncrono se desconecta de la red, mantiene una tensión a través
de sus terminales que desaparece en unos pocos centésimas de segundo.
Cuando se produce un cortocircuito a través de los bornes, el motor suministra una
corriente que desaparece aún más rápidamente, según las constantes de tiempo
en el orden de:
• 0,02 segundos para motores de jaula simple de hasta 100 kW;
• 0,03 segundos para motores de doble jaula y motores por encima de 100 kW;
• De 0,03 a 0,1 segundos para motores deslizantes de alta tensión muy grandes
(1000 kW).
En caso de cortocircuito, un motor asíncrono es, por tanto, un generador al que se
atribuye una impedancia (solo subtransitoria) del 20 % al 25 %.
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Guía técnica de MT
I 69
Normas de diseño
Corrientes de cortocircuito
Recordatorio sobre el cálculo de
corrientes de cortocircuito trifásicas
Algunos valores se toman como supuestos y como habituales. Se recomienda
utilizar los valores correctos para la instalación de acuerdo con la hoja de datos del
componente suministrado por el fabricante.
Cortocircuito trifásico
U2
Ssc = 1,1 × U × Isc × 3 =
Isc
1,1 × U
=
Zsc × 3
Zsc
con Zsc = √(R2 + X2)
Red aguas arriba
Z =
U2
Ssc
0,3 a 6 kV
= 0,2 a 20 kV
X
0,1 a 150 kV
R
Líneas aéreas
R = ρ × de
L
S
X = 0,4 Ω/km HV
X = 0,3 Ω/km
ρ = 1,8 • 10-6 Ω cm
ρ = 2,8 • 10-6 Ω cm
ρ = 3,3 • 10-6 Ω cm
AT
MT/BT
Cobre
Aluminio
Almélec
Generador síncrono
Z (Ω) = X (Ω) =
U2
×
Sr
Xsc (%)
100
Xsc
Subtransitorio
Transient
Permanente
Turbo
Del 10 % al 20 %
Del 15 % al 25 %
200 % a 350 %
Polo expuesto
Del 10 % al 20 %
Del 25 % al 35 %
Del 70 % al 120 %
Transformadores
(Orden de magnitud: para conocer los valores reales, consulte los datos
proporcionados por el fabricante)
Por ejemplo: 20 kV/410 V; Sr = 630 kVA; Usc = 4 %
63 kV/11 kV; Sr = 10 MVA; Usc = 9 %
Z (Ω) =
70 I Guía técnica de MT
Usc (%)
Sr
×
Usc (%)
100
MT/BT
AT/MT
Sr (kVA)
100 to 3150
5000 to 50000
Usc (%)
4 to 7,5
8 to 12
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Normas de diseño
Corrientes de cortocircuito
Recordatorio sobre el cálculo de
corrientes de cortocircuito trifásicas
DM105238
Relación entre la densidad nominal de resistencia a
la corriente de cortocircuito admisible (Tkr = 1 s) y la
temperatura del conductor
Líneas completas, cobre; líneas punteadas, acero de baja
aleación
200
200
A
A2
mm
mm2
160
160
ee ==
140
300 °C
140
300 °C
120
250 °C
250 °C
SS thr 120
thr 100
200 °C
100
200 °C
80
180 °C
80
180 °C
160 °C
60
160 °C
60
40
140 °C
40 = 300 °C 250 °C 200 °C
140 °C
e
300
°C
=
250
°C
200
°C
20 e
20
°C
100 °C 120
100 °C 120 °C
0
020 30 40 50 60 70 80 90 100 110 °C 130
20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 °C 130
b
b
DM105238
Aluminio, aleación de aluminio, conductor de aluminio
reforzado (ACSR)
200
200
A
A2
mm
mm2
160
160
140
140
120
120
ee ==
100
100
300 °C
300 °C
SS thr 80
250 °C
thr 80
250 °C
200 °C
60
200
°C
60
180 °C
180
40
160 °C
°C
40
160 °C
140 °C
20
140 °C
20
°C
100 °C 120
100 °C 120 °C
0
0
20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 °C 130
20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 °C 130
bb
Los conductores desnudos tienen suficiente resistencia
térmica de corto retardo mientras la siguiente relación
mantenga la densidad de intensidad de cortocircuito Sth
equivalente térmica para todos los valores de Tk.
Sth ≤ Sthr×√(Tkr/Tk)
El núcleo de acero del conductor reforzado de aluminio
(ACSR) no se tendrá en cuenta al calcular la sección
transversal para estimar la densidad de corriente.
Cuando se producen varios cortocircuitos con un
intervalo de tiempo corto entre ellos, la duración de
cortocircuito resultante es:
Tk
=
n
∑
i=1
Cables y conductores
• A
umento de temperatura
Todos los cables y conductores se definen por su ampacidad, que es el valor
nominal principal para controlar el aumento de temperatura en el servicio normal
o en uso temporal cuando se trata de una corriente de defecto.
El aumento de temperatura podría deberse a una sobrecarga normal o anormal,
cualquier conexión que pudiera volverse menos eficiente debido a las vibraciones
circundantes.
Puesto que el relé de protección despeja la corriente de defecto, la frecuencia de
emisión debida al aumento de temperatura se reduce en comparación con las
condiciones normales, que se vuelven anómalas debido al envejecimiento.
Por este motivo, se recomienda supervisar los conductores mediante sensores
térmicos.
• Reactancia
X = 0,10 a 0,15 Ω/km
Núcleo concentrado, trifásico o monofásico
• C
álculo de la densidad nominal de resistencia a la corriente de cortocircuito
y al aumento de temperatura de un conductor provocado por un cortocircuito
depende de la duración de la corriente de cortocircuito, de la corriente de
cortocircuito equivalente térmica y del material del conductor.
Mediante el uso de los gráficos, es posible calcular el aumento de temperatura
de un conductor cuando se conoce la densidad de corriente de cortocircuito
admisible, o viceversa.
En la siguiente tabla se indican las temperaturas más altas recomendadas durante
un cortocircuito para conductores diferentes emitidas por IEC 60865-1:2011. Si se
alcanzan, puede producirse un descenso insignificante de la solidez, que no pone
en peligro empíricamente la seguridad durante el servicio.
Debe tenerse en cuenta la temperatura máxima permitida del soporte.
Tipo de conductor
Temperatura del conductor máxima
recomendada durante
un cortocircuito a °C
Conductores desnudos,
sólidos o trenzados:
Cu, Al o Aleación Al
200
Conductores desnudos,
sólidos o trenzados: acero
300
Cuando se utilizan las siguientes constantes de material para 20 ° como
temperatura base, se aplica la siguiente fórmula:
Datos a 20 °C
c
ρ
k20
20
e
Alu
910
2700
34800000
0,004
200
Cobre
390
8900
56000000
0,0039
200
de acero
480
7850
7250000
0,0045
300
Tki
Sthr =
1
×

k20×c×ρ
× ln
1+α20×(θe-20)
Tkr
α20
1+α20×(θb-20)
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Sthr
Densidad de corriente nominal soportada a cortocircuito (ampacidad) A/mm²
Tkr
Duración
s
c
Capacidad térmica específica
J/(kg K)
ρ
Masa específica
kg/m3
k20
Conductividad específica a 20 °C
1/(Ωm)
α20
Coeficiente de temperatura
1/K
θb
Temperatura del conductor al inicio de un cortocircuito
°C
θe
Temperatura del conductor al final de un cortocircuito
°C
Guía técnica de MT
I 71
Corrientes de cortocircuito
Normas de diseño
Recordatorio sobre el cálculo de
corrientes de cortocircuito trifásicas
Embarrados
X = 0,15 Ω/km
Motores síncronos y compensadores
Xsc
Subtransitorio
Transient
Permanente
Motores de alta
velocidad
15 %
25 %
80 %
Motores de baja
velocidad
35 %
50 %
100 %
Compensadores
25 %
40 %
160 %
Motores asíncronos (solo subtransitorios)
Z (Ω) =
Ir
×
Isc
U2
Sr
Corriente nominal Ir del motor
Corriente de arranque Isc del motor; aproximadamente dentro del rango de 3 a 14
Capacidad nominal Sr del motor
Defecto de arco
DM107935
Id =
A
Fuente de
alimentación
Ra, Xa
Cable MT R1, X1
n
Cable BT R2, X2
Transformador RT, XT
(impedancia en el primario)
Isc
1,3 to 2
Impedancia equivalente de un componente a través de un
transformador
Por ejemplo, para un defecto de baja tensión, la contribución de un cable de AT
aguas arriba de un transformador de AT/BT será:
R2 = R1 ×
U22
y
X2 = X1 ×
U22
así, Z2 = Z1 ×
U22
U12
U12
U12
Esta ecuación es válida para todos los niveles de tensión del cable, incluso para
varios transformadores montados en serie.
Impedancia vista desde la ubicación del defecto A
DM105240
∑R = R2 +
RT
n2
+
R1
n2
+
Ra
n2
∑X = X2 +
XT
n2
+
X1
n2
+
Xa
n2
Triángulo de impedancia
Z
X
Z = (R2 + X2)
R
72 I Guía técnica de MT
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Normas de diseño
Corrientes de cortocircuito
Ejemplo de cálculo trifásico
La complejidad del cálculo de la corriente de
cortocircuito trifásica radica básicamente en
determinar el valor de impedancia en la red
aguas arriba de la ubicación del defecto.
Método de impedancia
Todos los componentes de una red (red de alimentación, transformador, alternador,
motores, cables, barras, etc.) se caracterizan por una impedancia (Z) que consta
de un componente resistivo (R) y un componente inductivo (X) o la llamada
reactancia. X, R y Z se expresan en ohmios.
La relación entre estos diferentes valores viene determinada por:
Z = √ (R2 + X2)
(Véase el ejemplo 1 opuesto)
Este método implica:
• división de la red en secciones;
• cálculo de los valores de R y X de cada componente;
• cálculo para la red:
- el valor equivalente de R o X,
- el valor equivalente de impedancia,
- la corriente de cortocircuito.
Ejemplo 1
DM107942
Diseño de red
Tr1
Tr2
A
La corriente de cortocircuito trifásica es:
DM107943
Disposiciones equivalentes
Zt2
Za
Z = Zr + Zt1 // Zt2
Zt1 × Zt2
DM107944
Z = Zr +
U
Zsc × √3
Zr
Zt1
Isc =
Isc
Corriente de cortocircuito
kA
U
Tensión entre fases en el punto en cuestión antes de que
aparezca el defecto
kV
Zsc
Impedancia de cortocircuito
Ω
Zt1 + Zt2
Za
Zsc = Z // Za
Z × Za
Z + Za
DM105244
Zsc =
Ejemplo 2
• Zsc = 0,27 Ω
• U = 10 kV
Isc
=
10
√3 × 0,27
= 21,38 kA
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Guía técnica de MT
I 73
Corrientes de cortocircuito
Normas de diseño
Ejemplo de cálculo trifásico
DM105245
Problema de ejemplo
Alternador
15 MVA
X'd = 20 %
X''d = 15 %
G1
Datos del ejercicio
63 kV
Transformador
15 MVA
Usc = 10 %
T1
D3
Alimentación a 63 kV
63 kV
Transformador
20 MVA
Usc = 10 %
T2
D1
10 kV
Potencia de cortocircuito de la fuente: 2000 MVA
D2
Embarrados
Configuración de red:
Dos transformadores montados en paralelo y un alternador
Características del equipo:
• Transformadores:
- tensión de 63 kV/10 kV,
D4
D5
D6
D7
- potencia aparente: De 1 a 15 MVA, de 1 a 20 MVA,
- tensión de cortocircuito: usc = 10 %.
• Alternador:
- tensión: 10 kV
Diagrama unifilar
- potencia aparente: 15 MVA
- X'd transitorio: 20 %
- Subtransitorio de X'd: 15 %.
Pregunta:
• determinar el valor de la corriente de cortocircuito en los embarrados;
• las capacidades de corte y cierre de los seccionadores automáticos D1 a D7.
Solución al problema mediante el método de
cálculo
Resolución del ejercicio
• Determinación de las distintas corrientes de cortocircuito:
Las tres fuentes que podrían suministrar alimentación al cortocircuito son los dos
DM107936
transformadores y el alternador.
Se supone que no puede haber retroalimentación de la alimentación a través de D4,
Za = impedancia del alternador
diferente según el estado
(transitorio o subtransitorio)
Zr = red impedante
D5, D6 y D7.
En el caso de un cortocircuito aguas abajo de un interruptor automático (D4, D5, D6, D7),
la corriente de cortocircuito que fluye a través de él recibe alimentación de T1, T2 y G1.
Z15 = transformador
de impedancia
15 MVA
Z20 = transformador
de impedancia
20 MVA
• Diagrama equivalente:
Cada componente comprende una resistencia y una inducción. Tenemos que calcular
los valores de cada componente.
Embarrados
La red se puede mostrar de la manera siguiente:
La experiencia demuestra que la resistencia es generalmente baja en comparación con
la reactancia (0,15 Ω/km), por lo que podemos considerar que la reactancia es igual a la
impedancia (X = Z).
• Para determinar la potencia de cortocircuito, tenemos que calcular los diferentes
valores de las resistencias y las inducciones y, a continuación, calcular por separado
la suma aritmética:
Rt = R
Xt = X
• Si conocemos Rt y Xt, podemos deducir el valor de Zt aplicando la ecuación:
Z = √( ∑R2 + ∑X2)
NOTA: puesto que R es insignificante en comparación con X, podemos decir que Z = X.
74 I Guía técnica de MT
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Corrientes de cortocircuito
Normas de diseño
Ejemplo de cálculo trifásico
Y ahora están los resultados.
Componente
Cálculo
Z= ×
(ohmios)
Red
Sc = 2000 MVA
Uop = 10 kV
U2
Zr =
=
Ssc
102
0,05
2000
Transformador T1 de 15 MVA
(Usc = 10 %)
Uop = 10 kV
ZT1 = Z15 =
U2
Sr
× Usc =
102
15
×
10
100
0,67
Transformador T2 de 20 MVA
(Usc = 10 %)
Uop = 10 kV
ZT2 = Z20 =
U2
Sr
× Usc =
102
20
×
10
100
0,5
Alternador de 15 MVA
Za =
Uop = 10 kV
U2
Sr
× Xsc
102
15
Estado subtransitorio Z
×
at =
(Xsc = 15 %)
15
100
Estado transitorio
(Xsc = 20 %)
Zas =
102
15
×
Zas ≈ 1
20
Zat ≈ 1,33
100
Embarrados
Montaje en
Z15 × Z20
0,67 × 0,5
ZT1//ZT2 =Z15//Z20 =
paralelo con los
=
Zet ≈ 0,29
Z15
+
Z20
0,67 + 0,5
transformadores
Montado en serie con
la impedancia de red Zer = Zr + Zet = 0,05 + 0,29
Zet ≈ 0,34
y del transformador
Montaje en paralelo del grupo generador
Zer × Zat
0,34 × 1,33
Zer//Zat =
Estado transitorio
=
≈ 0,27
Zer + Zat
0,34 + 1,33
Zr
Za
Z15
ZT1
Z20
ZT2
DM107946
DM107945
Estado subtransitorio Zer//Zas
Zr
Za
Z15
ZT1
Z20
ZT2
Alternador D3
Z15
ZT1
D1 Transformador T1 de 15 MVA
DM107948
DM107947
D4 a D7
Disyuntor
de circuito
Zr
Zr
Za
Z20
ZT2
D2 20 MVA Transformador T2
D4 a D7
Alternador D3
D1 Transformador
T1 de 15 MVA
D2 20 MVA
Transformador T2
*Isc =
U
√3 × Zsc
=
=
Zer × Zas
Zer + Zas
=
0,34 × 1
0,34 + 1
≈ 0,25
Circuito
equivalente
Capacidad
Capacidad
de interrupción de producción
Z (Ω)
In
(kA rms)*
Estado transitorio Z=0,27
Estado subtransitorio Z=0,25
Z=0,34
Estado transitorio Z=0,51
Estado subtransitorio Z=0,46
Estado transitorio Z=0,39
Estado subtransitorio Z=0,35
21,5
2,5 Isc
(en kA pico)
53,9
17,2
11,4
43
28,5
14,8
37
10
√3
×
1
Zsc
NOTA: un interruptor automático se define para una determinada capacidad de corte de un valor
eficaz en régimen permanente y como porcentaje del componente aperiódico que depende del
tiempo de apertura del interruptor automático y de la R/X de la red (alrededor del 30 %).
Para los alternadores, la componente aperiódica es muy alta; los cálculos deben validarse
mediante pruebas de laboratorio.
El poder de corte se define en el estado transitorio. El periodo subtransitorio es muy corto (10 ms)
y es aproximadamente la duración necesaria para que el relé de protección analice el defecto y
dé la orden de disparo.
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Guía técnica de MT
I 75
Normas de diseño
Cálculo de embarrados
Introducción
En la práctica, el cálculo de los embarrados
implica comprobar que hay suficiente
resistencia térmica y electrodinámica y que
no hay resonancia.
Ejemplos
• Montaje plano
Las dimensiones de los embarrados se determinan teniendo en cuenta las
condiciones de servicio normales. El nivel de aislamiento nominal para tensiones
nominales (kV) determina la distancia entre fases y entre fases y entre fases y
tierra, así como la altura y la forma de los soportes. La corriente nominal que fluye
a través de los embarrados se utiliza para determinar la sección transversal y el
tipo de conductores. Se deben comprobar varios temas de la siguiente manera:
• Los soportes (aislantes) soportarán los efectos mecánicos y las barras residirán
los efectos mecánicos y térmicos provocados por las corrientes de cortocircuito;
• El período natural de vibración de las barras no debe ser el mismo que el período actual;
• Para realizar un cálculo de los embarrados, debemos utilizar los siguientes
supuestos de características físicas y eléctricas:
• Edge montado
Características eléctricas del embarrado
Ssc
Potencia de cortocircuito de red(1)
MVA
Ur
Tensión nominal
43
A
tensión de funcionamiento
28,5
Ir
Intensidad nominal
37
(1) El cliente lo proporciona generalmente en esta forma o podemos calcularlo teniendo en
cuenta la corriente de cortocircuito lsc y la tensión de funcionamiento U: (Ssc = √3 • Isc • U;
consulte el capítulo "Corrientes de cortocircuito")
Características del embarrado físico
S
d
l
Sección transversal de barras
Distancia entre fases
Distancia entre aisladores para la
misma fase
θn
Temperatura ambiente (θ2 - θ1)
θ - θn Aumento de temperatura permitido(1)
Perfil
Sobre la cara
plana
Material
Cobre
Disposición
Montaje plano
N.º de barras por fase
cm2
cm
cm
°C
K
Aluminio
Montado en el borde
(1) Consulte la tabla 3 de las especificaciones comunes de IEC 62271-1:2011
En resumen
barras de
76 I Guía técnica de MT
x
cm por fase
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Normas de diseño
Cálculo de embarrados
Resistencia térmica
Vamos a comprobar si se ha seleccionado
la sección transversal:
... la(s) barra(s) de ... × ... cm por fase
satisface los aumentos de temperatura
producidos por la corriente nominal y por la
corriente de cortocircuito que los atraviesa
durante 1 a 3 segundos(s)
Para la corriente continua nominal (Ir)
En esta sección se destacarán varios parámetros que influyen en la ampacidad,
que es la capacidad de carga de corriente de los conductores desnudos.
El cálculo de la ampacidad se puede resumir con la siguiente fórmula 2.7.2.1.
La ecuación MELSOM y BOOTH, publicada en la revisión de la 'Asociación de
Desarrollo de Cobre', nos permite definir la corriente admisible en un conductor:
24.9 × (θ - θn)0.61 × S0.5■× p0.39
I = K ×
 (ρ20[1+α × (θ-20)])
con
I
Perímetro de barra (p)
Corriente admisible expresada en amperios (A)
Se debe considerar la reducción en términos de corriente:
• para una temperatura ambiente superior a 40 °C
• para un índice de protección mayor que IP5
θn
Temperatura ambiente (θn ≤ 40 °C)
°C
(θ - θ n) Aumento de temperatura admisible(1)
K
S
Sección transversal de barras
cm2
p
perímetro de la barra (ver diagrama opuesto)
cm
ρ20
Resistencia del conductor a 20 °C (IEC 60943):
• Cobre 1,7241 µΩ cm
• Aluminio 2,8364 µΩ cm
α
Coeficiente de temperatura de la resistencia 0,00393
• Cobre 0,00393
• Aluminio 0,0036
K
Coeficiente de condiciones:
(producto de 6 coeficientes: k1, k2, k3, k4, k5, k6, página descrita a
continuación)
(1) Véase la sección "Corriente" de este documento en la que se indican los límites de aumento
de temperatura, tal como se destacan en la norma IEC 62271-1.
Usando el sistema SI, la fórmula se introduce por el valor promedio de la disipación
de calor por unidades de:
W = r × I2 longitud del conductor (m) formula 2.7.2.2.
r
Resistencia r = ρ * L / S = ρ /S por unidad de longitud (L = 1 m)
Y donde ρ = ρ20 [1+α × (θ - θn)] donde θn = 20 °C
W es la cantidad total de calor que genera la corriente
W=
h =
I2 × ρ20 [1 + α × (θ - 20)] × 10-6
S
W
P
=
Fórmula 2.7.2.3
r × I2
p
valor medio de disipación de calor por unidad de área formula 2.7.2.4.
h =
r × I2
p (θ - θn)
valor medio de disipación de calor por grado de fórmula 2.7.2.5
Pero la disipación de calor se debe principalmente a la convección, siendo
proporcional θ5/4 (MELSOM y BOOTH), revisada a θ1,22 y el valor promedio de
la disipación de calor por unidades de grado por convección se convierte en:
h =
r × I2
p (θ - θn)1,22
valor medio de disipación de calor por grado por fórmula de convección 2.7.2.6.
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I 77
Normas de diseño
Cálculo de embarrados
Resistencia térmica
Varios estudios experimentales confirmaron que el efecto de la variación del
perímetro de la barra para la mayoría de los valores de las barras redondas
y planas, ya sean de cobre o de aluminio, son más lineales. De esto se deduce
que existe una relación aproximada entre h y p, y esta relación se ha mejorado.
Melsom & Booth: emisión de calor en watts/cm² por grado
Fórmula 2.7.2.7 h =
Fórmula 2.7.2.8 h =
Fórmula 2.7.2.9 h =
0,000732
Borde, plano,
barra redonda
p0,140
0,00062
Barra plana montada
en el borde
p0,22
0,00067
Barra redonda
p0,140
Con la barra plana, la fórmula 2.7.2.8 es aplicable para h, que se sustituye en la
fórmula 2.7.2.6.
La cantidad total de calor emitido por cm de corrida y la fórmula 2.7.2.6 adicional.
0,00062 × p × (θ - θn)1,22
W = r × I2 =
p0,22
Fórmula 2.7.2.10
Fórmula 2.7.2.3 y 2.7.2.10
I2 × ρ20 [1 + α × (θ - 20)] × 10-6
S
=
0,00062 × p × (θ - θn)1,22
p0,22
103 ×0.00062 × S0.5 × p0.39 × (θ - θn)0.61
I =
 (ρ20 [1 + α × (θ - 20)])
Fórmula 2.7.2.1
I = K(
24,9 ×(θ - θn)0,61 × S0,5 × p0,39
 (ρ20 [1 + α × (θ - 20)])
)
Definición de coeficientes k1, 2, 3, 4, 5, 6
• El coeficiente k1 es una función del número de barras por fase para:
- 1 bar (k1 = 1)
- 2 ó 3 barras, consulte la siguiente tabla:
e/a
0,05
0,06
0,08
0,10
0,12
0,14
0,16
0,18
0,20
Cantidad de
k1
barras por fase
DE59018
e
2
1,63
1,73
1,76
1,80
1,83
1,85
1,87
1,89
1,91
3
2,40
2,45
2,50
2,55
2,60
2,63
2,65
2,68
2,70
En nuestro caso:
e/a =
El número de barras por fase =
a
Da k1 =
e
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Normas de diseño
Cálculo de embarrados
Resistencia térmica
• El coeficiente k2 es una función del estado de la superficie de las barras:
- desnudo: k2 = 1,
- pintado: k2 = 1,15.
• El coeficiente k3 es una función de la posición de las barras:
- barras de montaje en el borde: k3 = 1,
- 1 bar montado en la base: k3 = 0,95,
- varias barras montadas en la base: k3 = 0,75.
• El coeficiente k4 es una función del lugar donde se instalan las barras:
- atmósfera interior tranquila: k4 = 1,
- ambiente tranquilo al aire libre: k4 = 1,2,
- barras en conductos no ventilados: k4 = 0,80.
• El coeficiente k5 es una función de la ventilación artificial:
- sin ventilación forzada: k5 = 1,
- la ventilación debe tratarse caso por caso y luego validarse mediante pruebas.
• El coeficiente k6 es una función del tipo de corriente:
- para una corriente alterna de frecuencia ≤ 60 Hz, k6 es una función del número de
barras n por fase y de su espaciado,
- el valor de k6 para un espacio igual al grosor de las barras:
n
1
2
3
k6
1
1
0,98
En nuestro
caso:
n=
dar k6 =
De hecho, tenemos:
K=
×
I =
×
I = K (
I =
×
×
-
24,9 ×(
(
×
)0,61 ×
[1 + 0,004 × (
24,9 ×(θ - θn)0,61 × S0,5 × p0,39
 (ρ20 [1 + α × (θ - 20)])
×
0,5
×
=
0,39
- 20)])
)
A
La solución elegida
barra(s) de
x
cm por fase
Es apropiado si Ir de las barras de distribución requeridas ≤ I.
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I 79
Normas de diseño
Cálculo de embarrados
Resistencia térmica
Ejemplo:
¿Cómo podemos encontrar el valor de Ith para una
duración diferente?
Saber: (Ith)2 × t = constante
• Si Ith2 = 26,16 kA rms 2 s, ¿qué valor de Ith1 corresponde para
Para la corriente de resistencia de corta duración (lth)
Suponemos que durante todo el tiempo (1 ó 3 segundos):
• todo el calor que se emite se utiliza para aumentar la temperatura del conductor;
• los efectos de radiación son insignificantes.
La siguiente ecuación puede usarse para calcular el aumento de temperatura del
cortocircuito:
t = 1 s?
(Ith2)2 × t = constante
Δθsc =
(26,16 × 103)2 × 2 = 137 × 107
con
luego Ith1 = (constante / t) = (137 x 107/1)
Δθ sc
c
Ith1 = 37 kA rms para 1 s
• En resumen:
- a 26,16 kA rms 2 s, corresponde a 37 kA rms 1 s,
- a 37 kA rms 1 s, corresponde a 26,16 kA rms 2 s.
0.24 ×ρρ20 ×ρIth2 ×ρtk
(n × S)2 × c × δ δ
Aumento de temperatura de cortocircuito
Calor específico del metal:
• cobre 0,091 kcal/kg °C
• Aluminio 0,23 kcal/kg °C
Sección transversal de barras
Número de bar(s) por fase
Corriente de resistencia a corto plazo:
(corriente de cortocircuito máxima,
valor rms)
S
n
Ith
tk
Duración de la corriente de resistencia
a corto plazo (1 a 3 s)
δ
Densidad del metal:
• cobre 8,9 g/cm3
• Aluminio 2,70 g/cm3
Resistencia del conductor a 20 °C:
• cobre 1,83 µΩ cm
• Aluminio 2,90 µΩ cm
Aumento de temperatura admisible
ρ20
(θ - θn)
Δθsc
=
Δθsc
=
10-6 × (
0,24 ×
(
)2 ×
cm2
A rms
s
K
)2 ×
×
K
La temperatura θt del conductor después del cortocircuito será:
θt = θn + (θ - θn■) + ΔθSC
θt =
K
Compruebe:
θt ≤ temperatura máxima admisible por las partes en contacto con los embarrados.
Compruebe que esta temperatura θt es compatible con la temperatura máxima de
las piezas que están en contacto con los embarrados (especialmente el aislante).
80 I Guía técnica de MT
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Cálculo de embarrados
Normas de diseño
Resistencia electrodinámica
Debemos verificar si las barras elegidas
resisten las fuerzas electrodinámicas
Fuerzas entre conductores montados en paralelo
Las fuerzas electrodinámicas durante una corriente de cortocircuito son dadas por
la ecuación:
F1 = 2 ×
DM107949
con
F1
Idyn
F1
Idyn
F1
Idyn
l
d
d
× Idyn2 × 10-8
Fuerza expresada en daN
Valor máximo de cortocircuito expresado en A, a calcularse usando la
siguiente ecuación:
Ssc
Idyn = k ×
Ssc
Ith
A
l
d
k
d
l
U√3
= k × Ith
Corriente de cortocircuito en la red
kVA
Corriente de resistencia a corto plazo
A rms
tensión de funcionamiento
kV
Distancia entre los aislantes para la misma fase
cm
Distancia entre fase y fase
cm
2,5 para 50 Hz; 2,6 para 60 Hz y 2,7 para constantes de tiempo especial
mayores a 45 ms
Dar:
Idyn =
A y F1 =
daN
Fuerzas en la cabeza de los soportes o conductos
DE59020
h = e/2
Ecuación para calcular las fuerzas en un soporte:
F1
F
H
Soporte
F = F1 ×
con
F
H
h
H+h
H
Fuerza
Altura del aislante
Distancia desde la cabeza del aislante
al centro de gravedad de la barra
daN
cm
cm
Cálculo de fuerzas con N soportes
La fuerza F absorbida por cada soporte es máxima igual a la calculada
fuerza F1 (ver capítulo anterior) multiplicado por un coeficiente kn que varía
Según el número total de soportes equidistantes N instalados.
• número de soportes
=N
• sabemos N, luego podemos definir kn con la ayuda de la siguiente tabla:
N
2
3
4
≥5
kn
0,5
1,25
1,10
1,14
Dar:
F =
(F1) ×
(kn) ×
daN
La fuerza encontrada después de aplicar un coeficiente k debe compararse con la
fuerza mecánica del soporte al cual aplicaremos un coeficiente de seguridad:
• los soportes utilizados tienen una resistencia de curvatura
F' =
daN
Compruebe si F' > F
• tenemos un coeficiente de seguridad de
F'/F =
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I 81
Cálculo de embarrados
Normas de diseño
Resistencia electrodinámica
Fuerza mecánica del juego de barras
Al suponer que los extremos de las barras están sellados, se someten a un
momento de flexión cuya tensión resultante es:
η=
F1 × l
12
DM107937
con
Fase 1
b
x
Fase 2
η
F1
l
l/v
x'
Fase 1
v
x
Fase 2
I
¿El esfuerzo resultante debe ser menor al esfuerzo admisible para las barras?
Esto es:
• cobre 1/4 duro 1200 daN/cm2
• cobre 1/2 duro 2300 daN/cm2
• cobre 4/4 duro 3000 daN/cm2
• cobre 1/2 duro 1200 daN/cm2
Fuerza entre conductores
daN
Distancia entre los aislantes para la misma fase
cm
¿Es el módulo de inercia entre una barra
cm3
o un conjunto de barras (elija el valor en la
tabla siguiente)
Distancia entre la fibra que es neutra y la fibra con mayor estrés (la más alejada)
v
h
v
×
v
• Un bar por fase:
l=
b
b × h3
12
• Barra horizontal: si v = h/2 y n = número de barras horizontales
d’
h
x'
xx': perpendicular al plano de vibración
n×I
b × h2
=
v
6
• 2 Barras verticales: v = 1,5 * h y d’ = 2 × grosor de la barra = 2 × h
l=2×(
b × h3
b × h3
2×(
l
+ S × d'2)
12
12
+ S × d'2)
=
v
1,5 × h
• 3
Barras verticales: v = 2,5 * h y d’ = 2 × grosor de la barra = 2 × h
l=3×(
l=(
l
=
v
l
v
=
b × h3
12
b × h3
4
(
+ 8 × S × h2)
b × h3
4
) + 2 × (S × d'2)
+ 8 × S × h2)
2,5 × h
(b × h2 + 32 × S × h)
10
Marca de verificación
η
82 I Guía técnica de MT
< η barras Cu o Al
(en daN/cm2)
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Normas de diseño
Resistencia electrodinámica
Elija su sección transversal S, masa lineal m, módulo de inercia I/v, momento de
inercia I para las barras definidas a continuación:
Disposición*
Dimensiones de la barra (mm)
S
m
x
x'
x
x'
x
x'
x
x'
x
x'
x
x'
I
I/v
I
I/v
I
I/v
I
I/v
I
I/v
I
I/v
Cu
A5/L
cm2
daN/cm
daN/cm
cm4
cm3
cm4
cm3
cm4
cm3
cm4
cm3
cm4
cm3
cm4
cm3
100 × 10
80 × 10 80 × 6
80 × 5
80 × 3
50 × 10 50 × 8
50 × 6
50 × 5
10
0,089
0,027
0,83
1,66
83,33
16,66
21,66
14,45
166,66
33,33
82,5
33
250
50
8
0,071
0,022
0,66
1,33
42,66
10,66
17,33
11,55
85,33
21,33
66
26,4
128
32
4
0,036
0,011
0,083
0,33
21,33
5,33
2,16
2,88
42,66
10,66
8,25
6,6
64
16
2,4
0,021
0,006
0,018
0,12
12,8
3,2
0,47
1,04
25,6
6,4
1,78
2,38
38,4
9,6
5
0,044
0,014
0,416
0,83
10,41
4,16
10,83
7,22
20,83
8,33
41,25
16,5
31,25
12,5
3
0,027
0,008
0,09
0,3
6,25
2,5
2,34
2,6
12,5
5
8,91
5,94
18,75
7,5
2,5
0,022
0,007
0,05
0,2
5,2
2,08
1,35
1,8
10,41
4,16
5,16
4,13
15,62
6,25
4,8
0,043
0,013
0,144
0,48
25,6
6,4
3,74
4,16
51,2
12,8
14,25
9,5
76,8
19,2
4
0,036
0,011
0,213
0,53
8,33
3,33
5,54
4,62
16,66
6,66
21,12
10,56
25
10
* Acuerdo: sección transversal en un plano perpendicular a los embarrados (se muestran 2 fases)
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Guía técnica de MT
I 83
Normas de diseño
Cálculo de embarrados
Frecuencia intrínseca resonante
Verifique que las barras seleccionadas no
tengan resonancia.
Las frecuencias intrínsecas a evitar para los embarrados sujetos a una corriente
de 50 Hz son frecuencias de aproximadamente 50 y 100 Hz.
Esta frecuencia intrínseca se obtiene por la ecuación:
f = 112 ×
 mE ×× ll
4
con
f
E
Frecuencia de resonancia en Hz
Módulo de elasticidad:
• para cobre 1,3 106 daN/cm2
• para aluminio A5/L 0,67 106 daN/cm2
Peso lineal de la barra
(elija el valor en la siguiente página de la tabla)
Longitud entre 2 soportes o conductos
Momento de inercia de la sección transversal
de la barra
relativa al eje x'x, perpendicular
al plano vibratorio (ver fórmula explicada
anteriormente o elegir el valor en la tabla
anterior)
m
l
l
daN/cm
cm
cm4
Dar:
f
=
Hz
Debemos comprobar que esta frecuencia está fuera de los valores que deben
evitarse, por ejemplo entre 42-58 Hz y entre 80-115 Hz.
84 I Guía técnica de MT
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Cálculo de embarrados
Normas de diseño
Ejemplo de cálculo de embarrados
DE59024EN
Vista superior
Cubicle 1
Ejercite los datos
Cubicle 2
Cubicle 3 Cubicle 4 Cubicle 5
• Considere un cuadro compuesto por al menos 5 celdas MT.
Cada celda tiene 3 aisladores (1 por fase).
Los embarrados que comprenden 2 barras por fase interconectan las celdas
eléctricamente.
Características del juego de barras que se deben comprobar:
d
d
Vista lateral
DE59025EN
1 cm
1 cm
5 cm
10 cm
S
Sección de barras (10 × 1)
10
cm2
d
Distancia entre fase y fase
18
cm
I
Distancia entre los aislantes para la misma fase
70
cm
θn
Temperatura ambiente
40
°C
(θ - θn)
Aumento de temperatura admisible (90-40-50)
50
K
Perfil
Sobre la cara plana
Material
Barras de cobre 1/4 dura, con una tensión η permitida = 1200 daN/cm2
Disposición
Montaje en el borde
Número de bar(s) por fase:
2
• Los embarrados deben ser capaces de soportar una térmica de resistencia de corto
tiempo Ith = 31500 A rms para un tiempo de tk = 3 segundos.
• Frecuencia nominal para = 50 Hz.
12 cm
• Otras características:
- las partes en contacto con los embarrados pueden soportar una temperatura
máxima de θmáx. = 100 °C,
d
d
- los soportes utilizados tienen una resistencia de curvatura de F' = 1000 daN.
Dibujo 1
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Guía técnica de MT
I 85
Normas de diseño
Cálculo de embarrados
Ejemplo de cálculo de embarrados
DE59018
e
Para la corriente nominal (Ir)
La ecuación MELSOM y BOOTH, publicada en la revisión de la 'Asociación de
Desarrollo de Cobre', nos permite definir la corriente admisible en un conductor:
a
I
24,9 × (θ - θn)0,61 × S0,5 × p0,39
= K ×
√(ρ20[1+α x (θ-20)])
con
e
I
Corriente admisible expresada en amperios (A)
θn
Temperatura ambiente
40
°C
(θ - θn)
Aumento de temperatura admisible (1)
50
K
S
Sección transversal de barras
10
cm2
p
perímetro de la barra
22
cm
ρ20
Resistencia del conductor a 20 °C (IEC 60943): Cobre 1,83 µΩ cm
α
Coeficiente de temperatura de la resistencia 0,004
K
Coeficiente de condiciones: (producto de 6 coeficientes: k1, k2, k3, k4, k5, k6,
descritos a continuación)
(1) Véase la tabla 3 de las especificaciones comunes de la norma IEC 62271-1.
Definición de coeficientes k1, k2, k3, k4, k5, k6
• El coeficiente k1 es una función del número de barras por fase para:
- 1 bar (k1 = 1),
- 2 ó 3 barras, consulte la siguiente tabla:
e/a
0,05
Cantidad de
0,06
0,08
0,10
0,12
0,14
0,16
0,18
0,20
k1
barras por fase
2
1,63
1,73
1,76
1,80
1,83
1,85
1,87
1,89
1,91
3
2,40
2,45
2,50
2,55
2,60
2,63
2,65
2,68
2,70
En nuestro caso:
86 I Guía técnica de MT
e/a =
0,10
El número de barras por fase =
2
Da k1 =
1,80
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Normas de diseño
Cálculo de embarrados
Ejemplo de cálculo de embarrados
• El coeficiente k2 es una función del estado de la superficie de las barras:
- desaparece: k2 = 1,
- pintado: k2 = 1,15.
• El coeficiente k3 es una función de la posición de las barras:
- barras de montaje en el borde: k3 = 1,
- 1 bar montado en la base: k3 = 0,95,
- varias barras montadas en la base: k3 = 0,75.
• El coeficiente k4 es una función del lugar donde se instalan las barras:
- atmósfera interior tranquila: k4 = 1,
- ambiente tranquilo al aire libre: k4 = 1,2,
- barras en conductos no ventilados: k4 = 0,80.
• El coeficiente k5 es una función de la ventilación artificial:
- sin ventilación forzada: k5 = 1,
- la ventilación debe tratarse caso por caso y luego validarse mediante pruebas.
• El coeficiente k6 es una función del tipo de corriente:
- para una corriente alterna de frecuencia ≤ 60 Hz, k6 es una función del número de
barras n por fase y de su espaciado,
- el valor de k6 para un espacio igual al grosor de las barras:
n
1
2
3
k6
1
1
0,98
En nuestro caso:
n=
2
dar k6 =
1
De hecho, tenemos:
K=
1,80
I
=
1,44
I
= K (
I
=
1
×
×
24,9 × (
×
90
1
×
1
-
40
)0,61 ×
 ( 1,83
[1 + 0,004 × (
24,9 × (θ - θn)0,61 × S0,5 × p0,39
 (ρ20 [1 + α × (θ - 20)])
1
×
10
90
0,5
1
×
×
22
=
1,44
0,39
- 20)])
)
2689 A
La solución elegida
2
barra(s) de
10
×
1
cm por fase
es adecuado: Ir < I ya sea 2500 A < 2689 A
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Guía técnica de MT
I 87
Normas de diseño
Cálculo de embarrados
Ejemplo de cálculo de embarrados
El cálculo de θ t debe analizarse con más
detalle porque los embarrados requeridos
tienen que soportar Ir = 2500 A como
máximo y no 2689 A.
Para la corriente de resistencia de corto tiempo (lth)
Suponemos que durante todo el tiempo (1 ó 3 segundos):
• todo el calor que se emite se utiliza para aumentar la temperatura del conductor;
• los efectos de radiación son insignificantes.
La siguiente ecuación puede usarse para calcular el aumento de temperatura del
cortocircuito:
Δθsc
0,24 × ρ20 × Ith2 × tk
=
(n × S)2 × c × δ
con
c
Calor específico del metal: Cobre 0,091 kcal/kg °C
S
Sección transversal de barras
n
Número de bar(s) por fase
Ith
Corriente de resistencia a corto plazo:
(corriente de cortocircuito máxima, valor rms)
tk
Duración de la corriente de resistencia a corto
plazo (1 a 3 s)
δ
Densidad del metal: Cobre 8,9 g/cm3
ρ20
Resistencia del conductor a 20 °C: Cobre 1,83 µΩ cm
(θ - θn)
Aumento de temperatura admisible
10
cm2
2
31500
A rms
3
s
50
K
• El aumento de temperatura debido al cortocircuito es:
Δθsc
=
Δθsc
=
0,24 ×
1,83
10-6 × ( 31500 )2 ×
( 2 × 10 )
2
×
0,091
3
×
8,9
K
4
• La temperatura θt del conductor después del cortocircuito será:
θt = θ θ n + (θ - θn■) +■Δθsc
θt =
40
Para I
50
+
4
+
=
94
°C
= 2689 A (consulte el cálculo en las páginas anteriores).
Ajustemos el cálculo para θt para Ir = 2500 A (corriente nominal para los embarrados)
• La ecuación MELSOM y BOOTH nos permite deducir lo siguiente:
I = constante × (θ - θn)0.61 y Ir = constante × (Δθ)0.61
Por lo tanto
I
Ir
ó
=
(
50
Δθ
θ - θn
Δθ
)
= 1,126
0,61
ó
ó
2689
2500
=
50
( Δθ )
0,61
ó
50
Δθ
=
2689
( 2500 )
1/0,61
Δθ = 44,3 °C
• La temperatura del conductor θt después del cortocircuito, para una corriente nominal
Ir = 2500 A es:
θt = θn +Δθ + ΔθSC
θ =
θ t
40 + 44,3 +
4
= 88,3 °C para Ir = 2500 A.
Los embarrados elegidos son adecuados, porque θt = 88,3 °C es menor que θmax = 100 °C
(θmáx = temperatura máxima que pueden soportar las partes en contacto
con los embarrados)
88 I Guía técnica de MT
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Normas de diseño
Cálculo de embarrados
Ejemplo de cálculo de embarrados
Fuerzas entre conductores montados en paralelo
Las fuerzas electrodinámicas durante una corriente de cortocircuito son dadas por la
ecuación:
F1 = 2 ×
l
× Idyn2 × 10-8
d
(consulte el dibujo 1 al comienzo del ejemplo de cálculo)
con
l
d
k
Idyn
F1 = 2 ×
Distancia entre los aislantes para la misma fase
70
cm
Distancia entre fase y fase
18
cm
Para 50 Hz de acuerdo con IEC
2,5
Valor máximo de la corriente de cortocircuito
= k × lth = 2,5 × 31 500 =
70
18
× (78750)2 ×10-8 = 482,3
78750
A
daN
Fuerzas en la cabeza de los soportes o conductos
Ecuación para calcular las fuerzas en un soporte:
F = F1 ×
H+h
H
con
F
Fuerza expresada en daN
H
Altura del aislante
h
Distancia desde la cabeza del aislante hasta el
centro de gravedad del embarrado
12
cm
5
cm
Calculando una fuerza si no hay soportes
La fuerza F absorbida por cada soporte es máxima igual a la calculada
fuerza F1 (ver capítulo anterior) multiplicado por un coeficiente kn que varía
Según el número total N de soportes equidistantes que están instalados.
• Número de soportes N ≥ 5.
• Sabemos N, déjenos definir kn con la ayuda de la siguiente tabla:
N
2
3
4
≥5
kn
0,5
1,25
1,10
1,14
Dar:
F =
683
(F1) ×
1,14
(kn) ×
778
daN
Los soportes utilizados tienen una resistencia de curvatura F' = 1000 daN; fuerza
calculada F = 778 daN. La solución está bien.
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Guía técnica de MT
I 89
Normas de diseño
Cálculo de embarrados
Ejemplo de cálculo de embarrados
Fuerza mecánica del juego de barras
Al suponer que los extremos de las barras están sellados, se someten a un momento de
flexión cuya tensión resultante es:
η=
F1 × l
12
×
v
I
con
η
l
l/v
η=
¿Es el esfuerzo resultante en daN/cm2
Distancia entre los aislantes para la misma fase
Es el módulo de inercia entre una barra o un conjunto
de barras (valor elegido en la siguiente tabla)
482,3 × 70
12
×
1
14,45
70
14,45
cm
cm3
η = 195 daN/cm2
La tensión resultante calculada (η = 195 daN/cm2) es menor que la tensión permitida
para las barras de cobre 1/4 duro (1200 daN/cm2). La solución está bien.
Disposición
Dimensiones de la barra (mm)
100 × 10
cm2
10
daN/cm
0,089
A5/L daN/cm
0,027
S
m
x
I
cm4
0,83
I/v
cm3
1,66
I
cm4
83,33
I/v
cm3
16,66
I
cm4
21,66
x'
I/v
cm3
14,45
x
I
cm4
166,66
I/v
cm3
33,33
I
cm4
82,5
I/v
cm3
33
I
cm4
250
I/v
cm3
50
x'
x
x'
x
x'
x
x'
x
x'
90 I Guía técnica de MT
Cu
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Normas de diseño
Cálculo de embarrados
Ejemplo de cálculo de embarrados
Frecuencia de resonancia inherente
Las frecuencias resonantes inherentes que se evitan para las barras sujetas a una
corriente de 50 Hz son frecuencias de aproximadamente 50 y 100 Hz.
Esta frecuencia resonante inherente se obtiene mediante la ecuación:
f = 112 ×

E×l
m ×l 4
con
f
Frecuencia resonante en Hz
E
Módulo de elasticidad:
• para cobre 1,3 106 daN/cm2
• para aluminio A5/L 0,67 106 daN/cm2
m
Masa lineal de la barra
(seleccione el valor de la tabla anterior)
l
Longitud entre 2 soportes o conductos
l
Momento de inercia de la sección de la barra
en relación con el eje x'x, perpendicular al plano
vibrante
f = 112 ×

1,3 106 × 21,66
0,089 × 704
0,089
70
21,66
daN/cm
cm
cm4
f = 406 Hz
f está fuera de los valores que se deben evitar, es decir, de 42 a 58 Hz y de 80 a 115 Hz.
La solución es correcta.
En conclusión
El embarrado seleccionado, es decir,
2
barras de
10,1
cm por fase,
es adecuado para un Ir = 2500 A y Ith = 31,5 kA 3 s
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Guía técnica de MT
I 91
Normas de diseño
Rigidez dieléctrica
General: la rigidez dieléctrica del medio
Unos cuantos órdenes de magnitud
• Rigidez dieléctrica
(20 °C, 1 bar absoluto): De 2,9 a 3 kV/mm
• Límite de ionización
(20 °C, 1 bar absoluto): 2,6 kV/mm
Generales
La resistencia dieléctrica depende de los 3 parámetros principales siguientes:
• la rigidez dieléctrica del medio. Esta es una característica del fluido (gas o líquido)
que forma el medio. Para el aire ambiente, esta característica depende de las
condiciones atmosféricas y de la contaminación;
• la forma de las piezas;
• la distancia:
- aire ambiente entre las partes activas,
- interfaz de aire aislante entre las piezas bajo tensión.
La resistencia dieléctrica requerida para el cuadro y celdas se establece a través
del nivel de aislamiento, un conjunto de valores nominales de tensión no disruptiva:
• la tensión nominal soportada a la frecuencia de potencia;
• tensión nominal soportada a impulso de rayos.
Pruebas de tipo dieléctrico (IEC 60060-1 e IEEE Std4)
Los tipos de pruebas dieléctricas se definen para comprobar las tensiones
nominales no disruptivas.
La tensión a aplicar depende de las condiciones atmosféricas, en comparación
con la atmósfera de referencia estándar.
U = Uo × Kt (0,95 ≤ Kt ≤ 1,05)
A
Uo
Kt
es la tensión que debe aplicarse durante una prueba de condiciones
externas
es la tensión nominal soportada (impulso de rayos o frecuencia industrial)
= 1 para la atmósfera de referencia estándar
Ambiente de referencia estándar:
• de temperatura to = 20 °C
• presión bo = 101,3 kPa (1013 mbar)
• humedad absoluta ho = 11 g/m3
Descarga parcial
La medición de las descargas parciales es un medio adecuado para detectar
ciertas debilidades del montaje de panel de conmutación.
Sin embargo, no es posible establecer una relación fiable entre los resultados de
la medición parcial de las descargas y el rendimiento del servicio o la esperanza
de vida. Por lo tanto, no es posible dar criterios de aceptación para las pruebas de
descarga parcial realizadas en un producto completo.
La rigidez dieléctrica del medio
Condiciones atmosféricas
Las condiciones atmosféricas influyen en la rigidez dieléctrica in situ y durante
el periodo de prueba. Algunas de ellas se tienen en cuenta para evaluar el
rendimiento del aislamiento en los laboratorios antes de las pruebas.
Las condiciones atmosféricas influyen más en los cuadros eléctricos aislados en
aire (AIS) que en los cuadros eléctricos aislados en gas (GIS) y en los cuadros
eléctricos apantallados con aislamiento sólido (SSIS).
Presión
El nivel de rendimiento del aislamiento del gas está relacionado con la presión.
Una caída de presión provoca una caída en el rendimiento de aislamiento.
Humedad (IEC 60060-1 y 62271-1)
En líquidos dieléctricos como gases y líquidos, la presencia de humedad
puede provocar un cambio en el rendimiento del aislamiento. En el caso de
líquidos, siempre produce una caída en el rendimiento. En el caso de los gases,
generalmente conduce a una caída (SF6, N2 etc.) aparte del aire, donde una
baja concentración (humedad < 70 %) ofrece una ligera mejora en el nivel de
rendimiento general, o lo que se denomina 'rendimiento completo del gas'.
92 I Guía técnica de MT
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Normas de diseño
Rigidez dieléctrica
Pruebas dieléctricas
Temperatura
Los niveles de rendimiento del aislamiento gaseoso, líquido o sólido disminuyen
a medida que aumenta la temperatura. En el caso de aislantes sólidos, los
choques térmicos pueden ser la causa de microgrietas que pueden conducir muy
rápidamente a la rotura del aislante.
También se debe prestar especial atención a los fenómenos de expansión: un
material aislante sólido se amplía entre 5 y 15 veces más que un conductor.
Pruebas dieléctricas
Pruebas de resistencia al impulso de rayos
(nivel de impulso básico)
Es obligatorio realizar una prueba en cualquier producto nuevo durante el proceso
de diseño y certificación para demostrar la tensión nominal soportada.
Las distancias (fase a fase y fase a tierra), la geometría de los embarrados, las
terminaciones de los embarrados, la terminación de los cables y las propiedades
de aislamiento son factores clave para lograr correctamente la resistencia
dieléctrica.
Dado que las resistencias dieléctricas se ven afectadas por las condiciones
ambientales como temperatura, presión atmosférica, humedad, inmersión de
líquidos, etc. se necesita un factor de corrección atmosférica cuando se prueba un
dispositivo en condiciones distintas de las normales.
La tensión nominal soportada del equipo también se determinará de acuerdo
con la ubicación final del producto, teniendo en cuenta la posible influencia de
las condiciones ambientales que podrían diferir de las condiciones de servicio
estandarizadas.
Pruebas de tensión de baja frecuencia y resistencia a la
frecuencia
El panel de conmutación y el panel de control deberán someterse a pruebas de
resistencia a la tensión de frecuencia de potencia de corta duración de acuerdo
con IEC 60060-1.
La tensión de prueba se elevará al valor de prueba para cada condición y se
mantendrá durante 1 minuto. Las pruebas se realizarán en condiciones de seco
y también en condiciones húmedas para cuadros de exterior.
La distancia de aislamiento se puede comprobar tal como se indica a continuación:
• método preferido: Se conectan dos fuentes de tensión a los dos terminales para
evitar que la tensión de prueba a través del dispositivo de conmutación abierto
sea superior a la tensión soportada de fase a tierra;
• método alternativo: En el caso de un dispositivo de conmutación aislado con gas
y envolvente metálica con una tensión nominal inferior a 72,5 kV y en el caso de un
dispositivo de conmutación convencional con cualquier tensión nominal, la tensión
a tierra del bastidor Uf no tiene por qué fijarse con tanta precisión y el bastidor
puede incluso aislarse. Se utiliza una fuente de tensión para activar un terminal,
el segundo terminal conectado a tierra. El bastidor está aislado de la tierra, su
potencial Uf está establecido en un nivel intermedio o no fijo: p. ej. con potencial
flotante.
Si se interpone una pantalla metálica conectada a tierra entre los contactos
desactivados y proporciona una segregación, como ocurre en la mayoría de los
equipos de conmutación AIS, no se requiere ninguna prueba de la distancia de
aislamiento, solo se requiere la resistencia de fase a tierra.
NOTA: no aplicable para media tensión: Debido a la amplia distribución de los resultados de
las pruebas de temperatura húmeda de frecuencia industrial para panel de conmutación y
panel de control de tensión nominal igual a 170 kV y 245 kV, se acuerda sustituir estas pruebas
por una prueba de tensión de impulso de conmutación de 250/2 500 µs húmeda con un
valor pico igual a 1,55 veces el valor eficaz de la tensión de prueba de frecuencia industrial
especificada.
Las pruebas dieléctricas requieren un factor de corrección para evaluar la tensión
aplicada. Aquí se destacarán dos métodos en los que el Método 1, basado en la
norma IEC se aplica más que el Método 2, que se utiliza en países que aplican
normas ANSI.
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Guía técnica de MT
I 93
Rigidez dieléctrica
Normas de diseño
Pruebas dieléctricas
Ejemplo:
Prueba de tensión de impulso de un dispositivo de 72,5 kV
con U0 = 325 kV BIL.
Factor de corrección atmosférica Pruebas dieléctricas
IEEE std. 4-2013 Método 1/ IEC 60060-1 2010
• Factor de corrección de densidad de aire k1 = δm, donde δ es la densidad de aire:
δ =
Condiciones atmosféricas:
• Presión p = 997 mbar;
• Temperatura t = 31,7 °C;
t0
p0
t
p
• Humedad relativa H = 71,5 %;
• L = 0,630 m.
• Cálculo de la de densidad de aire δ:
δ =
p
p0
×
273 + t0
273 + t
=
997
1013
×
273 + 20
273 + 31,7
= 0,9464
• Cálculo de la humedad absoluta g/m
3
6,11 × 71,5 + e
0,4615 × (273 + 31,7)
= 23,68 g/m3
• Factor de corrección de la humedad para el impulso k
k =
1 + 0,010 × (
h
δ
273 + t
• Factor de corrección de humedad k2 = kw
- Humedad absoluta h:
6,11 × H + e
(
g =
500 × 0,630 × 0,964 × 1,168
k = 1 + 0,014 × (
CA
k = 1 + 0,012 × (
DM105251
m
U50
0,7
0,6
0,5
0,1
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0
w=1
δ
h
δ
h
δ
- h0)2
- h0)
- h0)
U50
500 × L × δ × k
Es la tensión de descarga disruptiva del 50 % en las condiciones
atmosféricas reales, en kilovoltios.
L
k
Es la ruta de descarga mínima en m
Es una variable que depende del tipo de prueba
g
g
1,1
1,0
0,9
0,8
DM105252
h
- h0) - 0,00022 × (
NOTA: En el caso de una prueba no disruptiva en la que no se disponga de una estimación
del 50 % de la tensión de descarga disruptiva, se puede suponer que U50 es 1.
1 veces la tensión de prueba, U0.
0,4
0,3
0,2
m
= 1,05
g =
1,1
1,0
0,9
0,8
< 0,2
0,2 to 1,0
1,0 to 1,2
1,2 to 2,0
> 2,0
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
k = 1 + 0,010 × (
h
δ
• Los exponentes m y w vinculados a g = f (descarga) como parámetro
m=1
0
)
- k es una variable que depende del tipo de prueba de impulso
CC
Impulso
1,1 × 325
243 + t
Humedad absoluta h0 = 11 g/m3, referencia
Humedad relativa en %
- 11) = 1,140
• Cálculo de g
17,6 × t
0,4615 × (273 + t)
h0
H
17,6 × 31,7
( 243 + 31,7 )
273 + t0
×
Temperatura t0 = 20 °C, referencia
Presión bo = 101,3 kPa (1013 mbar), referencia
Temperatura en el emplazamiento o en el laboratorio
Presión en el emplazamiento o en el laboratorio
h =
h =
p
p0
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0
g
m
-
0
g (g-0,2)/0,8
1,0
1,0
1,0
0
g (g-0,2)/0,8
1,0
(2,2-g) (2,0-g) / 0,8
0
• Factor de corrección Kt = k1 * k2.
• Prueba de tensión U = Uo * Kt.
k1 = δ m = 0,946 y k2 = kw = 1,14
Kt = k1 × k2 = 1,079
U = U0 × Kt = 325 × 1,079 = 350 kV
94 I Guía técnica de MT
schneider-electric.com
Rigidez dieléctrica
Normas de diseño
Pruebas dieléctricas
Ejemplo:
Prueba de tensión de impulso de un dispositivo de 72,5 kV
con U0 = 325 kV BIL.
Condiciones atmosféricas:
• Presión p = 997 mbar;
• Temperatura t = 31,7 °C;
• Humedad relativa H = 71,5 %;
• L = 0,630 m;
• m = 1 y n = 1 para la tensión de impulso de iluminación.
huecos de varillas Véase la Figura 1 y la 2.
kd
= (
997
1013
273 + 20
)1 × (
273 + 31,7
) 1 = 0,9464
Factor de corrección para pruebas dieléctricas IEEE std4
Método 2.
•
Factor de corrección de la densidad de aire kd = δ δm, donde δ es la densidad de aire:
kd = (
p
p0
)m × (
Tipo
de tensión
de reposo
Tensión directa
DM105253
• Humedad absoluta = 23,68 Véase más abajo o el método IEC.
g/m3
Humedad absoluta del aire
34
35
32
e(
hú
me
do
)
26
20
15
10
2 4
5
0
nt 20
bie
am 18
ura 16
rat 14
e
p
Tem 12
10
8
6
5
Tensión alterna
35 °C
DM105254
0
Consulte
la Figura 1
(curva a)
+
-
1,0
Conmutación
de la tensión de
impulso
Curva b: tensión continua, impulsos
1,0
0,8
1,0
-
Curva a: tensión alterna
1,10
Véase la Figura 2
0
Consulte
la Figura 1
(curva b)
+
k
1,15
Véase la Figura 2
0
+
1,0
0
Véase la Figura 2
Tensión de
impulso de rayos
1,0
1,0
Véase la Figura 2
30 %
10 15 20 25 30
Temperatura ambiente (seco)
Consulte
la Figura 1
(curva b)
1,0
40 %
20 %
1,0
-
Figura 1 Factor de corrección de humedad kh = kw = 0,905
0
+
1,0
0
0
-
1,0
+
Véase la Figura 2
-
0 (consulte
la nota 1)
0,90
+
Véase la Figura 2
Véase la Figura 2
0,85
-
0 (consulte
la nota 1)
0 (consulte
la nota 1)
1,05
1,00
Humedad [g/m3]
0
5
10
15
20
25
30
0,95
Figura 2 Valor de los exponente m y n para la corrección de la
densidad del aire y w para las correcciones de la humedad,
en función de la distancia de cebado d, en metros
DM105255
0
+
10 %
0
0
-
50 %
22
Exponente
Corrección de la humedad
de corrección
Factor k
Exponente w
de densidad
de aire m y n
(consulte la nota 2)
+
90 %
60 %
24
Polaridad
-
70 %
28
25
Forma de
electrodo
)n
100 %
80 %
30
30
273 + t
+
Humedad relativa =
40
273 + t0
1.0
m, n, w
d [m]
0
5
10
Polaridad +w = 1,0 y Polaridad -w = 0,8
+kh = k+w = 0,9051 = 0,9050
-kh = k+w = 0,9050,8 = 0,9232
-K =
kd
+kh
kd
-kh
Véase la Figura 2
0 (consulte
la nota 1)
Espacios que dan un campo esencialmente uniforme
spacios entre varillas y objetos de prueba con electrodos que dan un campo no
E
uniforme, pero con una distribución de tensión esencialmente simétrica
0.5
+K =
Consulte
la Figura 1
(curva b)
=
=
0,9464
0,9050
0,9464
0,9232
= 1,0457
= 1,0251
+U = U0 × +K = 325 kV × 1,0457 = 339,8 kV
-U = U0 × -K = 325 kV × 1,0251 = 333,1 kV
schneider-electric.com
spacios entre bastidores y objetos de prueba con características similares, como
E
aisladores de soporte; es decir, electrodos que dan un campo no uniforme con una
distribución de tensión asimétrica pronunciada
Para cualquier disposición de electrodo que no entre en una de las clases
anteriores, solo se debe aplicar el factor de corrección de la densidad de aire,
utilizando los exponentes m = n = 1, y sin corrección de la humedad.
Para las pruebas de humedad, debe aplicarse el factor de corrección de la
densidad de aire, pero no el factor de corrección de la humedad. Para las pruebas
de contaminación artificial no debe utilizarse ningún factor de corrección.
NOTA 1: Hay muy poca información disponible. Por el momento no se recomienda ninguna
corrección.
NOTA 2: En la Figura 1 y la Figura 2 se muestra una simplificación de la información existente.
Los datos experimentales disponibles de diferentes fuentes siempre muestran grandes
dispersiones y a menudo están en conflicto; además, la información relevante para tensiones
directas y para impulsos de conmutación es escasa. Por lo tanto, es incierta la idoneidad de
utilizar los exponente m y n iguales, así como sus valores numéricos, tal como se indican.
Guía técnica de MT
I 95
Rigidez dieléctrica
Normas de diseño
Pruebas dieléctricas
En obra, existen otros factores que pueden influir en el
rendimiento del aislamiento
Condensación
Fenómenos relacionados con el depósito de gotas de agua en la superficie de
aislantes que tienen como efecto reducir localmente el rendimiento de aislamiento
en un factor de 3.
Contaminación
El polvo conductor puede estar presente en un gas, en un líquido o en la superficie
de un aislante. El efecto es siempre el mismo: reducción del rendimiento de
aislamiento en un factor de hasta 10.
La contaminación puede originarse: del medio gaseoso externo (polvo), falta inicial
de limpieza, posiblemente la descomposición de una superficie interna.
La contaminación combinada con la humedad provoca una conducción
electroquímica que puede aumentar el fenómeno de las descargas parciales.
El nivel de contaminación también está relacionado con el posible uso en
exteriores.
Altitud
La norma IEC 60071-2:2018 proporciona, entre otras, reglas generales que deben
aplicarse para el cálculo de las tensiones de coordinación no disruptivas en
función de las condiciones ambientales y los factores de seguridad atmosféricos.
En particular, el factor de corrección de altitud que debe aplicarse a partir del nivel
del mar es:
Ejemplo:
• Norma IEC 62271-1:2017 Además,
si H = 2000 m y m = 1, sigue el gráfico siguiente:
DM107925
Ka = 1,13
Ka: factor de corrección
1,50
1,45
1,40
1,35
1,30
1,25
1,20
1,15
1,10
1,05
1,00
1000
Ka = em × (
m=1
2000
m=0,9
3000
m=0,75
4000
Altitud (m)
Cálculo
Ka = e
(
2000 - 1000
)
8150
= e
(
1000
)
8150
= 1,13
H
)
8150
Esta fórmula se basa en la dependencia de la presión/densidad del aire y la altitud.
La subcláusula 5.3 de IEC 62271-1:2017/A1:2021 establece el nivel de aislamiento
nominal requerido para los cuadros eléctricos y los cuadros eléctricos de AT y MT
en condiciones normales de servicio (temperatura, humedad, altitud, etc.). Esto
significa que en estos niveles nominales de aislamiento el factor de corrección ya
se ha calculado para altitudes de hasta 1000 m.
A continuación, no se necesita ningún factor de corrección de altitud adicional de
hasta 1000 m.
En función de ello, y para un cuadro de MT y AT, para altitudes superiores a
1000 m, se utilizará la siguiente ecuación:
Ka = em × (
H - 1000
)
8150
Ambas ecuaciones siguen la misma física (relación entre la presión/densidad del
aire y la altitud), pero la segunda se corrige para tener en cuenta que los niveles
nominales de aislamiento, para panel de conmutación y panel de control de
acuerdo con IEC 62271-1:2017/A1:2021, ya se calculan para altitudes de hasta
1000 m.
En la norma IEC TR 62271-306 también se ofrecen más instrucciones sobre este
aspecto.
NOTA: Para equipos auxiliares y de control de baja tensión, no es necesario tomar
precauciones especiales si la altitud es inferior a 2000 m. Para altitudes superiores,
consulte IEC 60664-1.
m se considera un valor fijo en cada caso para simplificar:
• m = 1 para tensiones de impulso de frecuencia de potencia, de impulso de
rayos y de conmutación entre fases.
• m = 0,9 para la tensión de impulso de conmutación longitudinal;
• m = 0,75 para la tensión de impulso de conmutación entre fase y tierra.
Para aisladores contaminados, el valor del exponente m es aproximado.
A efectos de la prueba de larga duración y, en su caso, de la de corta duración
la tensión soportada a frecuencia industrial de aisladores contaminados, m puede
ser tan bajo como 0,5 para aisladores normales y hasta 0,8 para diseño antivaho.
96 I Guía técnica de MT
schneider-electric.com
Rigidez dieléctrica
Normas de diseño
Geometría de las piezas:
distancias entre las partes
Forma de las partes
Esto desempeña un papel fundamental en la resistencia dieléctrica de los cuadros
eléctricos. Es esencial eliminar cualquier efecto de "pico" comenzando con
cualquier borde afilado, que tendría un efecto desastroso sobre la resistencia a
la onda de impulso en particular y sobre el envejecimiento de la superficie de los
aislantes:
DM105254
Ionización del aire ► Producción en la zona ► División de la superficie aislante moldeada
>
>
>
Ejemplo de conductores de MT de diferentes formas que reflejan su resistencia
dieléctrica a una carcasa metálica conectada a tierra, comparados entre sí, y
donde la mejor forma de conductor está en la posición izquierda.
DM105266
Distancia entre piezas
V
O
d
U
Aire ambiente entre las partes activas
En aquellas instalaciones en las que, por diversos motivos, no podemos realizar la
prueba en condiciones de impulso, la tabla de la publicación IEC 60071-2 tabla A1
proporciona, de acuerdo con la tensión soportada a impulso de rayos necesaria,
las distancias mínimas que se deben respetar en el aire, ya sea entre fase y tierra
o entre fases.
Estas distancias proporcionan una resistencia dieléctrica adecuada cuando la
altitud es inferior a 1000 m.
Distancias en el aire(1) entre las piezas bajo tensión y las estructuras metálicas
puestas a tierra frente a la tensión soportada a impulsos de rayos en condiciones
de secado:
Rayos
resistencia
a impulsos
tensión (BIL)
Distancia mínima entre la fase del aire y la tierra
y fase a fase
Up (kV)
d (mm)
d (in)
20
40
60
75
95
125
145
170
250
60
60
90
120
160
220
270
320
480
2,37
2,37
3,55
4,73
6,30
8,67
10,63
12,60
18,90
Los valores de las distancias de aire que se muestran en la tabla anterior son
valores mínimos determinados teniendo en cuenta únicamente propiedades
dieléctricas. No incluyen ningún incremento que pueda tener que tenerse en
cuenta en las tolerancias de diseño, los efectos de cortocircuitos, los efectos
del viento, la seguridad del operador, etc.
(1) Estas indicaciones se refieren a la distancia a través de una única brecha de aire, sin
tener en cuenta la tensión deteriorada por el seguimiento de las superficies, en relación con
problemas de contaminación.
schneider-electric.com
Guía técnica de MT
I 97
Normas de diseño
Rigidez dieléctrica
DM105267
Distancia entre piezas
U
Lf
O
Lf: ruta de seguimiento
Análisis digital dieléctrico
Gracias al software de simulación numérica, es posible diseñar productos más
compactos si el campo eléctrico máximo es menor que los criterios especificados.
Caso particular del aislamiento
A veces se utilizan aisladores entre partes activas o entre partes activas y estructuras
metálicas puestas a tierra. La elección de un aislante tendrá en cuenta el nivel de
contaminación.
Estos niveles de contaminación se describen en la Especificación técnica
IEC TS 60815-1. Selección y dimensionamiento de aislantes de alta tensión
destinados a utilizarse en condiciones contaminadas. Parte 1: definiciones,
información y principios generales.
Espacio libre para la instalación
Más allá de la resistencia dieléctrica y del grado de protección de los productos,
se deben tomar precauciones adicionales para las instalaciones. Las reglas de
instalación eléctrica se establecen por regulaciones locales. La norma IEC 61936-1
destaca algunas precauciones y algunas desviaciones nacionales para las
instalaciones de MT.
En Norteamérica, la National Fire Protection Association (NFPA) especifica la
separación de espacio mínima en el documento NFPA 70.
En las instalaciones fabricadas sobre el terreno, la separación mínima del aire entre
conductores bajo tensión y entre dichos conductores y superficies conectadas
a tierra adyacentes no deberá ser inferior a los valores indicados en la tabla
siguiente.
Estos valores no se aplicarán a las partes interiores o a los terminales exteriores del
equipo diseñado, fabricado y probado de conformidad con las normas nacionales
aceptadas.
Tensión Resistencia
nominal a impulsos
(kV)
BIL (kV)
2,4-4,16
7,2
13,8
14,4
23
34,5
46
Interior
60
75
95
110
125
150
200
Exteriores
95
95
110
110
150
150
200
200
Separación mínima de partes activas(1)
Entre fases
Fase a tierra
Interior
Exteriores Interior
Exteriores
mm
115
140
195
230
270
320
460
mm
180
180
305
305
385
385
460
460
mm
155
155
180
180
255
255
335
335
pulg.
4,5
5,5
7,5
9,0
10,5
12,5
18,0
pulg.
7
7
12
12
15
15
18
18
mm
80
105
130
170
190
245
335
pulg.
3,0
4,0
5,0
6,5
7,5
9,5
13,0
pulg.
6
6
7
7
10
10
13
13
(1) Los valores indicados son las separaciones mínimas para las piezas rígidas y los
conductores desnudos en condiciones de servicio favorables. Se incrementarán para el
movimiento de los conductores o en condiciones de servicio desfavorables o cuando las
limitaciones de espacio lo permitan. La selección de la tensión soportada al impulso para una
tensión de sistema determinada se determina por las características del equipo de protección
contra sobretensiones.
98 I Guía técnica de MT
schneider-electric.com
Índice de protección
Normas de diseño
Código IP según la norma IEC 60529
Introducción
La protección de las personas contra el contacto directo y la protección de los
equipos contra determinadas influencias externas son necesarias según las
normas internacionales relativas a instalaciones y productos eléctricos. Conocer
el índice de protección es esencial para la especificación, instalación, servicio y
control de calidad de los equipos.
Definiciones
El código IP o índice de protección es un sistema de codificación que indica el
grado de protección proporcionado por una carcasa contra el acceso a partes
peligrosas, la entrada de objetos extraños sólidos o la entrada de agua, así como la
información adicional relacionada con dicha protección.
Ámbito de aplicación
La norma IEC 60529 se aplica a las carcasas para equipos eléctricos con una
tensión nominal inferior o igual a 72,5 kV. Sin embargo, el código IP se utiliza en
un ámbito más amplio, por ejemplo, también para equipos de transmisión. No se
trata de un dispositivo de interruptor, como un interruptor automático, por sí solo,
pero el cuadro frontal debe adaptarse cuando este último se instala dentro de una
envolvente (por ejemplo, redes de ventilación más finas).
Los diversos códigos IP y su significado
En la siguiente tabla se proporciona una breve descripción de los elementos del
código IP.
IP
2
3
D
H
Letras de código
(protección interna)
Número de la primera característica
(números 0 a 6 o letras X)
Número de la segunda característica
(números del 0 al 9 o letras X)
Letra adicional (opcional)
(letras A, B, C, D)
Letra complementaria (opcional)
(letras H, M, S, W)
Cuando no se requiera la especificación de un número
característico, se sustituirá por la letra "X" ("XX" si se
omiten ambos números).
Se pueden omitir letras adicionales y/o letras adicionales
sin sustituirlas.
Disposición del código IP
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Artículo
Números
o letras
Significado para la
protección del equipo
Letras
IP
Contra el ingreso de objetos
del código
extraños sólidos
Primer número característico
0
(no protegido)
1
≥ 50 mm de diámetro
Significado para
la protección
de las personas
Contra el acceso
a piezas peligrosas
(no protegido)
Parte posterior
de la mano
Dedo
Herramienta
Wire
Wire
Wire
2
≥ 12,5 mm de diámetro
3
≥ 2,5 mm de diámetro
4
≥ 1,0 mm de diámetro
5
Protección contra el polvo
6
Apretado
Segundo número característico
0
(no protegido)
(no protegido)
1
Derivación vertical
2
Drenaje (inclinación de 15º)
3
Despulsión
4
Desplazamiento
5
Rociado
6
Rociado potente
7
Inmersión temporal
8
Inmersión continua
9
chorro de agua de alta presión y temperatura
Letra adicional (opcional)
A
Parte posterior
de la mano
B
Dedo
C
Herramienta
D
Wire
Letra complementaria
Información complementaria específica de:
(opcional)
H
Aparato de alta tensión
M
Movimiento durante la prueba de agua
S
Estacionado durante la prueba de agua
A
Condiciones climáticas
Guía técnica de MT
I 99
Índice de protección
Normas de diseño
DM105268
Código IK
Introducción
Los grados de protección que brindan las celdas para el equipo eléctrico contra
impactos externos se definen en la norma IEC 62262.
La clasificación de los grados de protección en los códigos IK solo se aplica a las
envolventes de equipo eléctrico de tensión nominal de hasta 72,5 kV inclusive.
Sin embargo, el código IK se utiliza en un ámbito más amplio, por ejemplo, para
equipos de transmisión también.
Pivote del péndulo
Bastidor
Cabeza de martillo
Mecanismo de enganche
Cono de liberación
Botón de armado
Accesorio de
montaje
Martillo de resorte
Altura de caída
De acuerdo con la norma IEC 62262, el grado de protección se aplica a todo la
celda. Si las partes de la celda tienen diferentes grados de protección, deben
especificarse por separado.
Muestra
Definiciones
El índice de protección corresponde a los niveles de impacto energético
expresados en Joules
• Se aplica un golpe de martillo directamente al equipo;
• Impacto transmitido por los soportes, expresado en vibraciones, por lo tanto en
términos de frecuencia y aceleración.
Martillo de péndulo
El índice de protección contra el impacto mecánico puede verificarse con
diferentes tipos de martillo; martillo de péndulo, martillo de resorte o martillo
vertical.
Los dispositivos de prueba y los métodos se describen en la norma IEC 60068-2-75
"Pruebas ambientales, Prueba Eh: pruebas de martillo".
Los diversos códigos IK y su significado
Código IK
Energías en Joules
Radio de martillo mm
Peso equivalente (kg)
Altura de la caída (mm)
Material del martillo
Acero = A
Poliamida = P
Martillo
Péndulo (Eha)
Resorte cargado (Ehb)
Vertical (Ehc)
IK00
(1)
IK01
IK02
IK03
IK04
IK05
IK06
IK07
IK08
IK09
IK10
0,14
10
0,25
56
0,2
10
0,25
80
0,35
10
0,25
140
0,5
10
0,25
200
0,7
10
0,25
280
1
10
0,25
400
2
25
0,5
400
5
25
1,7
300
10
50
5
200
20
50
5
400
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
●
● = sí
(1) No protegido de acuerdo con esta norma
100 I Guía técnica de MT
schneider-electric.com
Normas de diseño
Índice de protección
Clasificación NEMA
A continuación se describe una muestra de las definiciones de clasificación de
NEMA [Fuente de NEMA 250-2003] que se utilizará para cuadros MT de interior.
En ubicaciones no peligrosas, algunos tipos de envolventes específicas, sus
aplicaciones y las condiciones ambientales que están diseñados para proteger,
cuando están instalados de manera completa y adecuada, se resumen de la
siguiente manera:
• T
ipo 1: Envolventes construidas para uso en interiores para brindar un grado de
protección al personal contra el acceso a las piezas peligrosas y para brindar un
grado de protección al equipo dentro de la envolvente contra la entrada de
objetos extraños sólidos (caimiento de la suciedad);
• T
ipo 2: Envolventes construidas para uso en interiores para brindar un grado de
protección al personal contra el acceso a las piezas peligrosas; proporcionar un
grado de protección del equipo dentro de la envolvente contra el ingreso de
objetos extraños sólidos (suciedad que cae); y proporcionar un grado de
protección con respecto a los efectos nocivos en el equipo debido a la entrada de
agua (goteo y salpicaduras de luz);
• T
ipo 3: Envolventes construidas para uso en interiores o en exteriores para brindar
un grado de protección al personal contra el acceso a las piezas peligrosas;
proporcionar un grado de protección del equipo dentro de la envolvente contra
el ingreso de objetos extraños sólidos (caída de la suciedad y polvo fundido en
el viento); proporcionar un grado de protección con respecto a los efectos
perjudiciales en el equipo debido a la entrada de agua (lluvia, aguanieve, nieve);
y que no sufrirán daños debido a la formación externa de hielo en la envolvente;
• T
ipo 3R: Envolventes construidas para uso en interiores o en exteriores para
brindar un grado de protección al personal contra el acceso a las piezas
peligrosas; proporcionar un grado de protección del equipo dentro de la
envolvente contra el ingreso de objetos extraños sólidos (suciedad que cae);
proporcionar un grado de protección con respecto a los efectos perjudiciales
en el equipo debido a la entrada de agua (lluvia, aguanieve, nieve); y esto no
se verá dañado por la formación externa de hielo en la envolvente.
Proporciona un grado de protección contra
las siguientes condiciones
Tipo de envolvente
(ubicaciones interiores no peligrosas)
1(1) 2(1)
Acceso a partes peligrosas
●
Ingreso de objetos extraños sólidos (suciedad que cae)
●
Ingreso de agua (goteo y salpicaduras de luz)
Ingreso de objetos extraños sólidos
(circulación de polvo, hilos, fibras y materiales volantes(2))
Ingreso de objetos extraños sólidos
(asentamiento de polvo, hilo, fibras y materiales volantes en el aire(2))
Ingreso de agua (manguera abajo y agua salpicada)
Filtro de aceite y refrigerante
Despulsión y salpicadura de aceite o refrigerante
Agentes corrosivos
Ingreso de agua (submersión ocasional temporal)
Ingreso de agua (submersión ocasionalmente prolongada)
4
4X
5
6
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6P 12 12K 13
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(1) Estas envolventes pueden ventilarse.
(2) Estas fibras y materiales volantes son materiales no peligrosos y no se consideran fibras ignífugas de tipo III ni materiales
volantes combustibles. Para obtener información sobre fibras inflamables de tipo III o materiales volantes combustibles, consulte
el Código Eléctrico Nacional, Artículo 500.
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Guía técnica de MT
I 101
Normas de diseño
Índice de protección
Clasificación NEMA
Proporciona un grado de protección
contra las siguientes condiciones
Tipo de envolvente
(ubicaciones exteriores no peligrosas)
3
Acceso a partes peligrosas
Ingreso de agua (lluvia, nieve y aguanieve(2))
Aguanieve (3)
Ingreso de objetos extraños sólidos
(polvo, hilo, fibras y materiales voladores soplados)
Ingreso de agua (manguera hacia abajo)
Agentes corrosivos
Ingreso de agua (submersión ocasional temporal)
Ingreso de agua (submersión ocasionalmente prolongada)
4X
6
6P
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3X 3R 3RX(1) 3S 3SX 4
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(1) Estas envolventes pueden ventilarse.
(2) No es necesario que los mecanismos de operación externos funcionen cuando la celda esté cubierto por hielo.
(3) Los mecanismos de operación externos funcionan cuando la celda está cubierto por hielo.
En ubicaciones peligrosas, cuando se instalan y mantienen de manera completa
y adecuada, las celdas Tipo 7 y 10 están diseñados para contener una explosión
interna sin causar un peligro externo.
Las celdas de tipo 8 están diseñadas para prevenir la combustión a través del uso
de equipo sumergido en aceite. Las celdas de tipo 9 están diseñadas para evitar la
ignición de polvo combustible.
Consulte el sitio web de NEMA para conocer la definición correspondiente.
102 I Guía técnica de MT
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Normas de diseño
Corrosión
Atmosférica
La instalación de un equipo eléctrico de media tensión (MT) en entornos adversos
que contengan gases corrosivos, líquidos o polvo puede causar un deterioro grave
y rápido del equipo.
La corrosión se define como el deterioro de un metal base que resulta de una
reacción con su entorno. Los componentes eléctricos más afectados son los
fabricados de cobre y aluminio; acero, tanto de carbono como de acero inoxidable.
Una condición atmosférica donde se instala el cuadro es realmente crítica para los
aspectos considerados durante el diseño del cuadro y sus componentes como los
contactos, envolventes, embarrados y otros componentes críticos fabricados por
metales y aleaciones.
Atmosférica
La corrosividad de la atmósfera está clasificada por la norma ISO 9223 en seis
categorías. La protección por parte de los sistemas de pintura se rige por la
serie de normas ISO 12944, que se han actualizado entre 2017 y 2018. Para la
ISO 20340 offshore se ha reemplazado por la ISO 12944-9.
Durabilidad:
• Baja (L) hasta 7 años;
• Media (M) 7 a 15 años;
• Alta (H) de 15 a 25 años;
• Muy alta (H) más de 25 años.
• L
a norma ISO 12944-2 describe los esfuerzos de corrosión producidos por la
atmósfera, por diferentes tipos de agua y por el suelo.
• La norma ISO 12944-3 brinda información sobre los criterios básicos de diseño
de las estructuras de acero con el fin de mejorar su resistencia a la corrosión.
• La norma ISO 12944-4 describe los diferentes tipos de superficies que se deben
proteger y brinda información sobre los métodos mecánicos, químicos y de
preparación térmica de la superficie.
• La norma ISO 12944-5 describe diferentes tipos genéricos de pinturas con base
en su composición química y el tipo de proceso de formación de películas. Sin
embargo, excluye los materiales recubiertos con polvo. Por lo tanto, es importante
construir una mesa para el sistema de recubrimiento del polvo que sea adecuada
para varias categorías de corrosividad.
• La norma ISO 12944-6 especifica los métodos de prueba de laboratorio que se
utilizarán cuando se evalúe el rendimiento de los sistemas de pintura protectora.
• La norma ISO 12944-7 describe cómo se deben realizar trabajos de pintura en el
taller o en la obra.
• La norma ISO 12944-8 brinda orientación para el desarrollo de especificaciones
para el trabajo de protección contra la corrosión, describiendo todo lo que debe
tenerse en cuenta cuando una estructura de acero debe estar protegida contra la
corrosión.
• La norma ISO 12944-9 describe los requisitos, los métodos de prueba y los
criterios de evaluación para los sistemas de protección en condiciones offshore
y relacionadas, clasificados como categorías CX e Im4.
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Guía técnica de MT
I 103
Normas de diseño
Corrosión
Atmosférica
Cada categoría puede especificarse mediante la letra adicional asociada con la
durabilidad (ejemplo: C2H podría especificarse para el equipo interior).
Más allá de los 15 años, se aconseja realizar una inspección durante la vida útil del
producto, ya que en 2018 se introdujo la durabilidad extendida de hasta 25 años.
La norma ISO 9223 describe los entornos atmosféricos típicos relacionados
con la estimación de categorías de corrosividad y se resumen en la tabla aquí
a continuación.
Categoríaa
Corrosividad Interiorb
Exteriorb
C1
Muy baja
Espacios caloríficos con baja humedad
relativa y contaminación insignificante,
p.ej. oficinas, escuelas, museos
C2
Baja
Espacios no calentados con temperatura
variable y humedad relativa.
Baja frecuencia de condensación y baja
contaminación, p.ej. almacenamiento,
pasillos deportivos
C3
Medio
Espacios con frecuencia moderada de
condensación y contaminación moderada
del proceso de producción, p. ej.
plantas de procesamiento de alimentos,
lanzadera, cervecerías, lácteos
C4
Alto
Espacios con alta frecuencia de
condensación y alta contaminación por
procesos de producción, p.ej. plantas de
procesamiento industrial, piscinas
C5
Muy alta
CX
Extrema
Espacios con muy alta frecuencia de
condensación y/o con alta contaminación
por procesos de producción, por ejemplo,
minas, verduras industriales, coberturas
no ventiladas en zonas subtropicales y
tropicales
Espacios con condensación casi
permanente o largos períodos de
exposición a efectos de humedad
extremos y/o con alta contaminación por
procesos de producción, por ejemplo,
coberturas no ventiladas en zonas
tropicales húmedas con penetración
de contaminación exterior, incluidos
los cloruros de transmisión aérea y las
partículas que estimulan la corrosión.
Zonas secas o frías, ambiente atmosférico
con muy baja contaminación y períodos de
humedad, por ejemplo, algunos desiertos,
Ártico Central/Antártida
Zona de temperatura, ambiente
atmosférico con baja contaminación
(SO2 5 µg/m3), p.ej.
zonas rurales, pequeñas ciudades en
zonas secas o frías, ambiente atmosférico
con periodos cortos de humedad, por
ejemplo desiertos, áreas subárticas
• Zona de temperatura, ambiente
atmosférico con contaminación media
(SO2: 5 µg/m3 a 30 µg/m3) o algún efecto
de los cloruros, por ejemplo, zonas
urbanas, zonas costeras con baja
deposición de cloruros
• Zona subtropical y tropical, atmósfera
con baja contaminación
• Zona de temperatura, ambiente
atmosférico con contaminación media
(SO2: 5 µg/m3 a 30 µg/m3) o algún efecto
de los cloruros, por ejemplo, zonas
urbanas, zonas costeras con baja
deposición de cloruros
• Zona subtropical y tropical, atmósfera
con baja contaminación
Zona temperatura y subtropical, ambiente
atmosférico con muy alta contaminación
(SO2: 90 µg/m3 a 250 µg/m3) y/o efecto
significativo de los cloruros, por ejemplo,
zonas industriales, zonas costeras,
posiciones protegidas en la costa
Zonas subtropicales y tropicales
(tiempo muy alto de humedad), ambiente
atmosférico con muy alta contaminación
SO2 (más de 250 µg/m3) incluyendo
factores de acompañamiento y producción
y/o fuerte efecto de cloruros, por ejemplo,
áreas industriales extremas, zonas costeras
y offshore, contacto ocasional con rociado
salado
104 I Guía técnica de MT
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Normas de diseño
Corrosión
Atmosférica - Galvánica
NOTA 1: La colocación de cloruros en las zonas costeras depende en gran medida de las
variables que influyen en el transporte de sal marina, como la dirección del viento, la velocidad
del viento, la topografía local, las islas de protección del viento fuera de la costa, la distancia
del sitio desde el mar, etc.
NOTA 2: El efecto extremo de los cloruros, típico de salpicaduras marinas o rociado salado
pesado, está fuera del alcance de la norma ISO 9223.
NOTA 3: La clasificación de corrosividad de atmósferas de servicio específicas, por ejemplo
en industrias químicas, está fuera del alcance de la norma ISO 9223.
NOTA 4: Las superficies protegidas y no lavadas con lluvia en ambientes atmosféricos marinos
donde se depositan y acumulan cloruros pueden experimentar una categoría de corrosividad
mayor debido a la presencia de sales higroscópicas.
NOTA 5: En la norma ISO 11844-1 se proporciona una descripción detallada de los tipos
de entornos interiores dentro de las categorías de corrosividad C1 y C2. Las categorías de
corrosión interior IC1 a IC5 están definidas y clasificadas.
(a) E
n entornos con la 'categoría CX' esperada, se recomienda determinar la
clasificación de corrosión atmosférica a partir de pérdidas de corrosión de un año.
(b) La concentración de dióxido de azufre (SO2) debe determinarse durante al
menos un año y debe expresarse como la media anual.
La variación de la corrosividad por material a lo largo de la vida útil y relacionada
con la exposición se proporciona en la norma ISO 9224 y se resume de la siguiente
manera:
Corrosividad ISO 9224 (µm)
1
2
5
10
15
20
Año(s)/
Clases
Acero de carbono
1,3
25
50
80
200
700
1,9
36
72
115
287
1006
3
58
116
186
464
1624
4,3
83
167
267
667
2334
5,4
103
206
330
824
2885
6,2
120
240
383
958
3354
C1
C2
C3
C4
C5
Cx
0,2
1,2
3,7
7,4
14,3
44
0,4
2,6
7,8
15,5
31,1
93
0,6
4,5
13,6
27,3
54,6
162
0,9
6,3
19
38
75,9
226
1,1
8
24
48
95,9
286
C1
C2
C3
C4
C5
Cx
0,2
1
2,1
4,4
8,9
16
0,3
1,8
3,8
8,2
16,4
29
0,5
2,8
6
13
26
46
0,6
3,6
7,9
17
34,1
61
0,7
4,4
9,6
20,6
41,3
74
C1
C2
C3
C4
C5
Cx
Zinc
0,1
0,7
2,1
4,2
8,4
25
Cobre
0,1
0,6
1,3
2,8
5,6
10
Aluminio
Insignificante
0,6
1,0
1,9
3,2
4,4
5,3
2
3
6
11
14
18
5
8
16
28
36
44
10
17
32
54
72
88
Los datos relacionados con la corrosión general pueden ser engañosos
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C1
C2
C3
C4
C5
Cx
Guía técnica de MT
I 105
Corrosión
Normas de diseño
Atmosférica
La siguiente tabla ofrece varios ejemplos de recubrimiento como de costumbre
en la industria de transformación de chapa, para la cual los productos han sido
probados de acuerdo a la EN 12944-6.
Categoría Corrosividad/
Durabilidad
C1, C2
Baja/alta
C3
Media/Alta
C4
C5
Alto/Alto
Alto/Alto
Protection
Acero de
carbono
Acero de
carbono
Pre-galvanizado
Pre-galvanizado
Pre-galvanizado
Espesor del
N° de
recubrimiento recubrimiento
µm
60-80
1
ISO 62701
(condensación
de agua)
120
ISO 9227
(rociado de sal
neutro)
-
120-160
2
240
480
60-80
140-180
200-260
1
2ó3
3
240
480
720
480
720
1440
Prueba
de envejecimiento cíclico
1680
Distancia del equipo de MT al área
contaminada
La corrosividad de la atmósfera se revela si la humedad se combina con depósitos
contaminados. Una de las condiciones más severas se cumple en las zonas
costeras o de descongelación combinando sal y humedad o áreas industriales
cercanas. La dificultad es determinar un modelo representativo sabiendo que el %
del contenido de sal varía por región. Un ejemplo se da en IEC 60721-2-5. Sin
embargo, se debe aumentar exponencialmente la corrosión mientras la distancia
del área salada disminuye.
Las siguientes figuras muestran tres normas de referencia con tres clasificaciones
diferentes donde las clasificaciones IEC 62271-1 e IEC TS 60815-1 son para el
aislamiento eléctrico expuesto a condiciones atmosféricas; las clasificaciones
IEC TS 62271-304 son para el cuadro de MT expuesto a la condensación y
contaminación y la serie ISO 922x para metales aleaciones. Cada serie de
clasificación ha sido posicionada en relación a la distancia costera para evaluar
su respectiva severidad.
El eje vertical muestra el índice de corrosión asumido.
Más allá de las condiciones atmosféricas, se deben considerar varios parámetros
influyentes, como la distancia desde las fuentes contaminadas, la exposición
(protegida o limpiada por la lluvia), la orientación de la superficie (vertical
u horizontal), la rugosidad de los metales y aleaciones, la periodicidad del
mantenimiento o si el mantenimiento predictivo está en operación.
Todos estos últimos parámetros influyentes son considerados por las
especificaciones de la Organización del Tratado del Atlántico del Norte (OTAN), los
códigos de edificación y las asociaciones profesionales cuando la durabilidad de
los metales y aleaciones se debe considerar a través de los diagramas de flujo de
toma de decisiones.
DM107926
Las siguientes cifras muestran las distintas exposiciones para las tres clasificaciones.
106 I Guía técnica de MT
Condiciones normales de servicio
Condisiones especiales de servicio
500
300
250
200
150
Muy ligero
350
Severidad de la contaminación del lugar
IEC TS 60815-1.
Aislamiento eléctrico expuesto
a las condiciones atmosféricas
Lijero
400
Medio
450
Pesado
Tasa de corrosión (µm/y) = f (distancia costera (km))
IEC 62271-1
Exterior
Interior
100
50
0
0,01
0,1
1
10
100
Distancia costera (km)
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Corrosión
Normas de diseño
DM107927
DM107928
Tasa de corrosión (µm/y) = f (distancia costera (km))
Tasa de corrosión (µm/y) = f (distancia costera (km))
Atmosférica
Clasificación del interruptor con respecto a la condesación
y contaminación. IEC TS 62271-304
500
450
400
350
300
250
PH
200
150
100
C0 P0
CL P0
CH P0
PL
50
0
0,01
0,1
1
10
100
Distancia costera (km)
Tasa de corrosividad para acero al carbono ISO 9223 o IS0 9224 (1er año)
500
450
CX
400
350
300
250
200
C5
150
C4
100
C3
50
0
0,01
0,1
1
C2
10
100
Distancia costera (km)
DM107929
Todas las cifras de todas las clasificaciones pueden resumirse en una figura:
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Condiciones normales de servicio
Condisiones especiales de servicio
350
Medio
400
Muy ligero
450
Lijero
500
Pesado
Tasa de corrosión (µm/y) = f (distancia costera (km))
IEC 62271-1
Exterior
Interior
PL
C0 P0
CL P0
CH P0
Clasificación del panel de
conmutación en función de la
condensación y la contaminación.
IEC TS 62271-304
C2
Tasa de corrosividad para acero
al carbono - ISO 9223 o IS0 9224
(1er año)
300
PH
250
200
150
100
CX
C5
C4
C3
50
0
0,01
0,1
1
10
Severidad de la contaminación del lugar
IEC TS 60815-1.
Aislamiento eléctrico expuesto
a las condiciones atmosféricas
100
Distancia costera (km)
Guía técnica de MT
I 107
Normas de diseño
Corrosión
DM105258
Galvánica
Remache
Cobre
Corrosión
galvánica
Aluminio
Tensión galvánica de ejemplo 580 mV
Galvánica
La ingeniería y el diseño de calidad requieren una comprensión de la
compatibilidad material. La corrosión galvánica se produce cuando un metal
o una aleación se acoplan eléctricamente a otro metal o se conduce sin metal
en el mismo electrolito.
Los tres componentes esenciales son:
• materiales con diferentes posibilidades en la superficie: Metales electroquímicos
diferentes;
• un electrolito común, por ejemplo agua salada;
• una ruta eléctrica común - Camino conductivo para que los iones metálicos se
muevan del metal más anódico al metal más catódico.
Cuando los metales o aleaciones disímiles de un electrolito común están aislados
eléctricamente entre sí, no experimentan corrosión galvánica, independientemente
de la proximidad de los metales o su potencial o tamaño relativo.
Si solo necesita proteger un metal, el revestimiento debe ser el más próximo al
cátodo.
108 I Guía técnica de MT
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Corrosión
Normas de diseño
Combinada atmosférica y galvánica
A menudo, cuando el diseño requiere que entren en contacto metales diferentes,
la compatibilidad galvánica se gestiona mediante acabados y placas.
Los acabados y recubrimientos seleccionados facilitan el contacto de materiales
diferentes y protegen los materiales base de la corrosión.
Cualquier diseño debe evaluar un 'Índice anódico' en 0 para la clase de
corrosividad en C5, sin pruebas de verificación dedicadas. Ejemplo 50 mV se toma
como límite superior para el producto exterior expuesto a entornos hostiles que
normalmente requieren clase C5.
Para entornos especiales, como un producto exterior con mucha humedad,
y ambientes salados. Por lo general, no debería haber más de 0,15 V de diferencia
en el 'Índice anódico'.
Por ejemplo: el oro y la plata tendrían una diferencia de 0,15 V, lo que es aceptable.
(Una clase equivalente de corrosión atmosférica sería C4).
Para entornos normales, como un producto interior almacenado en almacenes bajo
condiciones de temperatura y humedad controladas.
Por lo general, no debería haber más de 0,25 V de diferencia en el 'Índice anódico'.
(Una clase equivalente de corrosión atmosférica sería C3)
Magnesio
Manganeso
Zinc
Aleación Alu-Zinc AZ5/8GU
Metal blanco
Placa de cromo
Hierro electrolítico
Cadmio
Aluminio
Duralinox-Alu-Mag AG3/5/7
Aleación Alu + 8 % Cu (AU8)
Acero Siemens Martin
Hierro fundido
Duralumin (Au 4g)
Acero (25 % Ni)
Avance
Estaño
Autolubricante en anillo de bronce UE12
Latón (50 % Zn)
Silicio
Latón (30 % Zn)
Bronce Alu UA10, NC3, VNC3
Cobre
Níquel
Mercurio
Plateado
Acero inoxidable 18/8
Oro
Platino
PM105928
Para entornos controlados, que son controlados por temperatura y humedad,
se puede tolerar 0,50 V.
Se debe tener precaución al decidir sobre esta aplicación, ya que la humedad
y la temperatura varían según las condiciones de servicio (una clase equivalente
de corrosión atmosférica sería de C2 hasta 0,30 V y C1 hasta 0,50 V).
Como información, el informe técnico IEC/TR 60943 V2009 mencionó 0,35 V.
Platino
Oro
Acero inoxidable 18/8
Plateado
Mercurio
Níquel
Cobre
Bronce Alu UA10, NC3, VNC3
Latón (30 % Zn)
Silicio
Latón (50 % Zn)
Autolubricante en anillo de bronce UE12
Estaño
Avance
Acero (25 % Ni)
Duralumin (Au 4g)
Hierro fundido
Acero Siemens Martin
Aleación Alu + 8 % Cu (AU8)
Aluminio (ref. en el otro eje)
Duralinox-Alu-Mag AG3/5/7
Cadmio
C4
C3
C2
C1
No aceptable
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Hierro electrolítico
Placa de cromo
Aleación Alu-Zinc AZ5/8GU
Metal blanco
Zinc
Manganeso
Magnesio
Guía técnica de MT
I 109
Definición de cuadros MT
110 I Guía técnica de MT
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Definiciones IEC
112
Definiciones IEEE/ANSI
113
Interruptor automático de media tensión
114
Introducción - Características
114
Mecanismo del interruptor automático de vacío
Introducción
126
Principios de operación mecánica
127
Introducción - Características
129
Seccionadores e seccionadores de puesta
a tierra
Introducción - Características
134
134
Fusibles limitadores de corriente
138
Introducción - Características
138
Transformadores de medida
146
Introducción
146
Transformador de intensidad
147
Características del circuito primario
de acuerdo con las normas IEC
147
Características del circuito secundario
según las normas IEC
150
Protección diferencial
152
LPCT:
Transformador de corriente de baja potencia
153
Transformador de tensión
154
Características
154
LPVT:
Transformadores de tensión de baja potencia
158
Desclasificación
159
Desclasificación del aislamiento según la altitud - Disminución de la
corriente nominal según la temperatura
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126
159
Guía técnica de MT
I 111
Definición de cuadros MT
Definiciones IEC
Todas las definiciones IEC de aparamenta proceden del vocabulario electrotécnico
internacional (IEV).
Cuadro de distribución y control
Término general que cubre los dispositivos de conmutación y su combinación con
los equipos de control, medición, protección y regulación asociados, así como los
montajes de dichos dispositivos y equipos con las interconexiones, accesorios,
envolventes y estructuras de soporte asociados.
Celdas bajo envolventes metálicas
Conjuntos de cuadros de distribución y control con una envolvente metálica externa
para ser puesta completamente a tierra, excepto para conexiones externas.
NOTA: Este término se aplica generalmente a los cuadros de alta tensión.
Celdas bajo envolvente metálica aisladas en gas
Celdas bajo envolvente metálica en la que el aislamiento se obtiene, al menos en
parte, por un gas aislante que no sea aire a presión atmosférica.
NOTA: Este término se aplica generalmente a los cuadros de alta tensión.
Cuadros y celdas totalmente aislados
Conjuntos de cuadros de transferencia y control con envolvente de aislamiento
externo y completos excepto conexiones externas.
NOTA: Este término se aplica generalmente a los cuadros de alta tensión.
112 I Guía técnica de MT
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Definición de cuadros MT
Definiciones IEEE/ANSI
Todas las definiciones de IEEE/ANSI de los cuadros de transferencia se revisaron y
extrajeron de las normas aplicables existentes y es posible que no sean idénticas
a los términos y definiciones que han publicado otros países. Todo este material
se proporciona solo con fines informativos. Si no se define un término en este
material, se aplicarán las definiciones de las definiciones estándar de la norma
IEEE C.37.100 para los cuadros de transferencia de energía y la norma NFPA-70.
Cuadro de distribución
Un término general que cubre los dispositivos de maniobra e interrupción y su
combinación con los dispositivos de control, medición, protección y regulación
asociados; también conjuntos de estos dispositivos con interconexiones,
accesorios, envolventes y estructuras de soporte asociados, usados principalmente
en conexión con la generación, transmisión, distribución y conversión de energía
eléctrica.
Cuadro de distribución ensamblado
Un equipo ensamblado (interior o exterior) que incluye, entre otros, uno o más de
los siguientes: dispositivos de maniobra, interrupción, control, medición, protección
y regulación; junto con sus estructuras de soporte, envolventes, conductores,
interconexiones eléctricas y accesorios.
Bajo envolvente metálica (aplicado a un cuadro de distribución
o a sus componentes)
Rodeado de una carcasa de metal o una carcasa, generalmente con toma a tierra.
Subestación de potencia bajo envolvente metálica
Un conjunto de celdas y aparamenta completamente encerrado en todos los lados
y en la parte superior con chapa metálica (excepto para aperturas de ventilación y
ventanas de inspección) que contienen seccionadores o seccionadores del circuito
de potencia primario, o ambos, con embarrados y conexiones, y puede incluir
dispositivos de control y auxiliares. El acceso al interior de la envolvente se obtiene
mediante puertas o cubiertas extraíbles.
Celdas metalclad
Celdas con envolvente metálica que se caracteriza por las siguientes
características necesarias:
• el dispositivo principal de interruptor e interrupción es del tipo extraíble.
• las principales partes del circuito primario están completamente cerradas por
compartimentos metálicos a tierra;
• todas las piezas energizadas están encerradas dentro de los compartimentos
metálicos conectados a tierra;
• obturadores automáticos que cubren los elementos del circuito primario;
• los conductores del embarrado principal y las conexiones están cubiertas con
material aislante en su totalidad;
• se proveen enclavamientos mecánicos;
• instrumentos, medidores, relés, dispositivos de control secundario y su cableado
están aislados por compartimentos metálicos puestos a tierra;
• la puerta a través de la cual se inserta el dispositivo de interrupción del circuito
puede servir como cuadro de maniobra.
NOTA: Las celdas metalclad son bajo envolvente metálica, pero no todas las celdas bajo
envolvente metálica tiene la denominación de metalclad.
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Guía técnica de MT
I 113
Definición de cuadros MT
Interruptor automático
de media tensión
Introducción - Características
IEC 62271-100 y ANSI/IEEE C37-04, C37-09 definen, por
un lado, las condiciones de operación, las características
de calificación, el diseño y la fabricación; y, por otro lado,
las pruebas, la selección de los controles y la instalación.
Introducción
El interruptor automático es un dispositivo que garantiza el control y la protección
de una red. Es capaz de soportar e interrumpir corrientes de operación, así como
corrientes de cortocircuito.
El circuito principal debe ser capaz de soportar sin daños:
• la tensión térmica causada por la corriente de cortocircuito durante 1, 2 ó 3 s;
• el esfuerzo electrodinámico causado por el pico de corriente de cortocircuito:
- 2,5 • Isc para 50 Hz (constante de tiempo estándar de 45 ms),
- 2,6 • Isc para 60 Hz (constante de tiempo estándar de 45 ms),
- 2,74 • Isc para 60 Hz para constantes de tiempo especial mayores a 45 ms
(aplicaciones de generador). X/R = 50 y la constante de tiempo es 132 ms.
• la corriente de carga constante.
Debido a que un interruptor está en la posición 'cerrada', la corriente de carga
debe pasar a través de él sin que sobrepase la temperatura nominal durante toda la
vida útil del equipo.
Características
Características obligatorias (cf § 5 IEC 62271-100:2021).
Consulte ANSI/IEEE C37.09 para Norteamérica
(a)
(b)
(c)
(d)
(e)
(f)
(g)
(h)
tensión nominal (Ur);
nivel de aislamiento nominal (Up, Ud y Us si corresponde);
frecuencia nominal (fr);
corriente continua nominal (Ir);
corriente de resistencia a corto tiempo nominal (Ik);
corriente de resistencia máxima nominal (Ip);
duración nominal de cortocircuito (tk);
tensión de alimentación nominal de los dispositivos de cierre y apertura y de los
circuitos auxiliares (Ua);
(i) frecuencia industrial nominal de los dispositivos de cierre y apertura y de los
circuitos auxiliares;
(j) presión nominal del suministro de gas comprimido para el sistema de presión
controlada;
(k) corriente de corte de cortocircuito nominal;
(l) factor de primer polo-despeje nominal;
(m) corriente nominal de cortocircuito;
(n) la secuencia de servicio nominal.
Características valoradas opcionales
Las características calificadas que se deberán dar en los casos específicos que se
indican a continuación
(o) poder de corte y poder de cierre;
(p) intensidad de corte de línea;
(q) intensidad de corte de cables en carga;
(r) intensidad de corte de batería simple;
(s) intensidad de corte de banco de baterías;
(t) intensidad de pico de banco de baterías.
114 I Guía técnica de MT
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Definición de cuadros MT
Interruptor automático
de media tensión
Características
Tensión nominal (Ur) (cf § 5.2 IEC 62271-1:2017/A1:2021),
consulte ANSI/IEEE C37.100.1 para Norteamérica
La tensión nominal es el valor rms máximo para el cual el equipo está diseñado.
Indica el valor máximo de la 'tensión de sistema más alta' de las redes para las
que se puede usar el equipo (ver 3.7.3, tensión más alta para el equipo Um).
A continuación se proporcionan los valores estándar de 245 kV e inferiores.
DM105259
NOTA: El término 'tensión máxima nominal' utilizado en la mayoría de las normas de
conmutación IEEE tiene el mismo significado que el término 'tensión nominal' que se usa en
este documento.
1.0
0.9
• Serie I: 3,6 kV - 7,2 kV - 12 kV - 17,5 kV - 24 kV - 36 kV - 52 kV - 72,5 kV 100 kV - 123 kV - 145 kV - 170 kV - 245 kV.
• Serie II (áreas como Norteamérica): 4,76 kV - 8,25 kV - 15 kV (1) - 15,5 kV 25,8 kV (2) - 27 kV - 38 kV - 48,3 kV - 72,5 kV - 123 kV - 145 kV - 170 kV - 245 kV.
U
B
0.5
0.3
0
01
T'
A
t
T
T1
T2
T1 = 1.67 T
T' = 0.3 T1 = 0.5 T
Figura 6: Impulso de rayos completo
(1) La clasificación de 15 kV se utiliza en EE.UU. y en otros países. Históricamente se ha
relacionado con celdas metalclad y bajo envolvente metálica para aplicaciones que se
encuentran principalmente en interiores y/o exteriores donde el nivel de aislamiento es menor
que el requerido para aplicaciones en exteriores. Para aplicaciones que no sean celdas
metalclad y bajo envolvente metálica, se prefiere la clasificación de 15,5 kV.
(2) Los 25,8 kV, que aún se utilizan en IEEE C37.04 como clasificación de interruptor
automático y en algunos otros países, se han reemplazado por la clasificación de 27 kV en la
mayoría de las normas de equipo pertinentes.
Para aplicaciones y diseños nuevos, se prefiere la clasificación de 27 kV.
Nivel de aislamiento nominal (Ud, Up, Us)
(cf § 5.3 IEC 62271-1:2017/A1:2021);
consulte ANSI/IEEE C37.100.1 para Norteamérica
El nivel de aislamiento se caracteriza por dos valores:
• la onda de impulso de rayos (1,2/50 µs) soporta tensión;
• la frecuencia industrial soporta tensión durante 1 minuto.
Rango I, serie I
Tensión nominal
en kV eficaces
(Ur en kV)
7,2
12
17,5
24
36
40,5
52
Impulso nominal de rayos
tensión no disruptiva
1,2/50 µs 50 Hz kV punta
Frecuencia de potencia
nominal tensión de
resistencia 1 min kV rms
(Up en kV)
60
75
95
125
170
185
250
(Ud en kV)
20
28
38
50
70
80
95
Impulso nominal de rayos
tensión no disruptiva
1,2/50 µs 50 Hz kV punta
Frecuencia de potencia
nominal tensión de
resistencia 1 min kV rms
(Up en kV)
60
95
110
150
200
(Ud en kV)
19
36
50
70
95
Rango I, serie II
Tensión nominal
en kV eficaces
(Ur en kV)
4,76
8,25
15,5
27
38
Frecuencia nominal (fr) (cf § 5.4 IEC 62271-1:2017/A1:2021)
Los valores preferidos de la frecuencia nominal son 16,7 Hz, 25 Hz, 50 Hz y 60 Hz.
Corriente continua nominal (Ir) (cf § 5.5 IEC 62271-1:2017/A1:2021)
Con el interruptor automático siempre cerrado, la corriente de carga debe atravesarlo
de acuerdo con un valor de temperatura máximo en función de los materiales y el tipo
de conexiones. IEC establece el aumento de temperatura máximo permitido de varios
materiales utilizados para una temperatura ambiente no superior a 40 °C (consulte la
tabla 14 IEC 62271-1:2017/A1:2021).
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I 115
Interruptor automático
de media tensión
Definición de cuadros MT
Características
Corriente de corta duración admisible (Ik)
(cf § 5.6 IEC 62271-1:2017/A1:2021 e IEC 62271-100:2021).
Consulte ANSI/ IEEE C37.09 para Norteamérica.
Ssc
Potencia de cortocircuito en MVA
A
tensión de funcionamiento en kV
Ik = Isc
Intensidad de corto retardo y corriente de corte en kA
Se trata del valor eficaz estandarizado de la corriente de cortocircuito máxima
permitida en una red para la duración nominal de cortocircuito.
Valores de corriente de corte nominal en cortocircuito máximo (kA):
6,3 - 8 - 10 - 12,5 - 16 - 20 - 25 - 31,5 - 40 - 50 - 63 kA.
Frecuencia nominal Constante de tiempo de CC
(Hz)
(ms)
16,7
25
50
60
50 o 60
45
2,1
2,3
2,5
2,6
-
60
2,3
2,4
2,6
2,7
2,7
75
2,4
2,5
2,7
2,7
2,7
120
2,5
2,6
2,7
2,7
2,7
Corriente nominal máxima admisible (Ip)
(cf. § 5.7 IEC 62271-1:2017/A1:2021) y corriente de conexión
(cf. § 5.103 IEC 62271-100:2021), Consulte ANSI/IEEE C37.09
para Norteamérica.
La corriente de conexión es el valor máximo que un interruptor automático es
capaz de realizar y mantener en una instalación en cortocircuito.
Debe ser mayor o igual que la corriente máxima nominal de corto retardo
admisible.
Ik es el valor máximo de la corriente de cortocircuito nominal de los seccionadores
automáticos. El valor pico de la corriente de corto retardo admisible es igual a:
factor de pico x Ik de acuerdo con la tabla siguiente (Tabla 5 de IEC 62271-1:2017
y Tabla 37 de IEC 62271-100:2021)
Duración nominal de cortocircuito (tk)
(cf. § 5.8 IEC 62271-1:2017/A1:2021)
El valor estándar de duración nominal de cortocircuito es de 1 s.
Otros valores recomendados son 0,5 s, 2 s y 3 s.
Tensión de alimentación nominal para los dispositivos
de cierre y apertura y los circuitos auxiliares (Ua)
(cf. § 5.9 IEC 62271-1:2017/A1:2021),
Consulte ANSI/IEEE C37.04 para Norteamérica.
Valores de tensión de alimentación para circuitos auxiliares:
• para corriente continua (cc): 24 - 48 - 60 - 110 o 125 - 220 o 250 voltios;
• para corriente alterna (ca): 120 - 230 voltios.
Las tensiones de servicio deben estar dentro de los rangos siguientes
(cf. § 6.6 y 6.9 de IEC 62271-1:2017/A1:2021):
• motorización y bobina de cierre: del 85 % al 110 % de Ur en cc y ca;
• bobina de apertura:
- del 70 % al 110 % de Ur en cc,
- del 85 % al 110 % de Ur en ca.
• bobina de mínima tensión:
La bobina da la orden
y prohíbe el cierre
0%
35 %
La bobina de mínima
está excitada
70 %
A
100 %
(al 85 %, la bobina de mínima debe
garantizar su funcionamiento)
116 I Guía técnica de MT
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Interruptor automático
de media tensión
Definición de cuadros MT
t
Secuencia de servicio nominal (cf. § 5.104 IEC 62271-100),
Consulte ANSI/IEEE C37.09 para Norteamérica.
t'
Secuencia de conmutación nominal según IEC, O - t - CO - t' - CO. (cf. diagrama opuesto)
Isc
O
CO
Ir
Tiempo
O
C
O
C
O
Representa la operación de apertura
Representa una operación de cierre seguida inmediatamente de una
operación de apertura
Reenganche
automático
Lento
Rápido
O
t
CO
t'
CO
O
3 min
CO
3 min
CO
O
3 min
CO
1 min
CO
O
3 min
CO
15 s
CO
O
1 min
CO
1 min
CO
O
1 min
CO
15 s
CO
O
15 s
CO
15 s
CO
O
0,3 s
CO
3 min
CO
O
0,3 s
CO
1 min
CO
O
0,3 s
CO
15 s
CO
DM105270
Ciclo de cierre/apertura
Posición cerrada
Contacto movimentio
Posición abierta
Tiempo
Flujo de corriente
Tiempo de Apertura-Cierre
Tiempo de duración del arco
Contacto en el
primer polo
Fin de la extincion del
arco en todos los polos
Contacto en todos los polos
Establicimiento del corriente en el
primer polo
Energización del
circuito de cierre
Separacion de los contactos
de arco en todos los polos
Ciclo de reenganche automático
Supuesto: Orden C tan pronto como el interruptor automático esté abierto,
(con retardo de tiempo para alcanzar 0,3 s o 15 s o 3 min).
DM105271
DM105269
Características
Posición cerrada
Contacto movimentio
Posición abierta
Flujo de corriente
Flujo de corriente
Tiempo
Tiempo muerto
Tiempo de Apertura-Cierre
Tiempo de reestablecimiento
Tiempo de reenganche
Fin de la extincion del arco
en todos los polos
Separacion de los contactos
de arco en todos los polos
Energización de la
liberación de apertura
Energización
del circuito
de cierre
Contacto en todos
los polos
Contacto en el
primer polo
Establicimiento del corriente
en el primer polo
La secuencia debe elegirse con precisión porque se asociará a la capacidad de la
prueba de resistencia y también a la vida útil de los componentes con o sin acción
de mantenimiento.
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I 117
Definición de cuadros MT
Interruptor automático
de media tensión
Características
Factor nominal de primer polo a vacío (kpp)
(cf. § 5.102 IEC 62271-100)
DM107930
El factor de primer polo es la capacidad del interruptor automático para funcionar
en redes con diferentes condiciones de conexión a tierra.
Al cortar cualquier corriente trifásica simétrica, el factor de primer polo es la
relación de la tensión de frecuencia de potencia a lo largo del primer polo de
interrupción antes de que se rompa la corriente en los otros polos, con la tensión
de frecuencia de potencia que se produce en el polo o en los polos después de
romperse en los tres polos.
El valor nominal para las redes de MT es:
• 1,3 para seccionadores automáticos con tensiones nominales de hasta 800 kV
(inclusive) en sistemas de neutro conectados a tierra de forma efectiva;
• 1,5 para seccionadores automáticos para tensiones nominales de hasta 170 kV
inclusive en sistemas de neutro sin conexión a tierra.
El kpp nominal se utiliza para definir parámetros TRV. TRV es la tensión que aparece
entre los terminales de un polo de un interruptor automático después de que se
haya interrumpido la corriente. La forma de onda de tensión de recuperación varía
en función de la configuración real del circuito.
Un interruptor automático debe ser capaz de cortar una corriente dada para todas
las tensiones de recuperación transitorias cuyo valor permanece por debajo del TRV.
U (kV)
Uc
Los parámetros TRV se definen como una función de la tensión nominal (Ur), el
factor nominal de primer polo a borrar (kpp) y el factor de amplitud (kaf). kpp es una
función de la puesta a tierra del sistema neutro.
Para todas las tareas de prueba se utiliza una representación de dos parámetros
del TRV previsible (consulte la figura).
DM107931
td
0
t (s)
t3
U (kV)
u’
td t’
√2
x Ur
√3
• Para seccionadores automáticos de clase S1 (sistemas de cables).
kaf es igual a 1,4 para el servicio de prueba T100, 1,5 para el servicio de prueba T60,
1,6 para el servicio de prueba T30 y 1,7 para el servicio de prueba T10, 1,25 para el
corte fuera de fase.
• Para seccionadores automáticos de clase S2 (sistemas de línea).
kaf es igual a 1,54 para el servicio de prueba T100 y el circuito del lado de suministro
para el defecto de corta línea, 1,65 para el servicio de prueba T60, 1,74 para el
servicio de prueba T30 y 1,8 para el servicio de prueba T10, 1,25 para el corte de
fase.
• El tiempo t3 se menciona en las tablas siguientes.
• El tiempo td se menciona en las tablas siguientes.
• Tensión u' = uc/3.
• El tiempo t ' se deriva de u', t3 y td según la Figura, t ' = td + t3/3.
Uc
0
Valor pico TRV Uc = kpp x kaf x
t3
118 I Guía técnica de MT
t (s)
Valor de TRV para interruptor automático
S1, S2
Clase del interruptor automático relacionada con la longitud del cable
(la longitud de S1 es de al menos 100 m, la longitud de S2 es < 100 m)
kpp
Factor nominal de primer polo para borrar (kpp) por defecto de terminal
(1,5 ó 1,3)
Txxx
Servicio de prueba (T10, T30, T60, T100)
Ur
Tensión nominal en kV
t'
td + t3/3
Uc
Valor de pico TRV
t3
requerido
td
Retardo
Uc/t3
Tasa de aumento de TRV
u'
uc/3
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Definición de cuadros MT
Interruptor automático
de media tensión
Características
En las tablas siguientes se describe el valor de TRV para los seccionadores
automáticos S1 (red de cables) y kpp = 1,5 (sistemas conectados a tierra de
forma no eficaz). Los valores para TRV para redes de línea (S2) o para kpp = 1,3
(sistemas de red con conexión a tierra efectiva) se pueden encontrar en la norma
IEC 62271-100.
Clase S1 y Rango de tensión nominal I, serie I, kpp = 1,5
T10
Ur
kV
3,6
7,2
12
17,5
24
36
40,5
52
T30
t'
µs
4,32
5,3
6,51
7,78
9,15
11,4
12,1
14
Uc
kV
7,5
15
25
36,4
50
75
84,3
108
t3
td
Uc/t3
t'
Uc
t3
td
Uc/t3
µs
8,95
11
13,5
16,1
18,9
23,6
25,1
29
µs
1,34
1,64
2,02
2,41
2,84
3,53
3,77
4,35
kV/µs
0,84
1,37
1,86
2,26
2,64
3,18
3,36
3,73
µs
4,32
5,3
6,51
7,78
9,15
11,4
12,1
14
kV
7,05
14,1
23,5
34,3
47
70,5
79,4
102
µs
8,95
11
13,5
16,1
18,9
23,6
25,1
29
µs
1,34
1,64
2,02
2,41
2,84
3,53
3,77
4,35
kV/µs
0,79
1,29
1,75
2,13
2,48
3,00
3,16
3,51
T60
Ur
kV
3,6
7,2
12
17,5
24
36
40,5
52
T100
t'
µs
8,65
10,6
13
15,6
18,3
22,8
24,3
28,1
Uc
kV
6,61
13,2
22,1
32,1
44,1
66,1
74,4
95,5
t3
td
Uc/t3
t'
Uc
t3
td
Uc/t3
µs
17,9
21,9
26,9
32,2
37,9
47,1
50,3
58,1
µs
2,68
3,29
4,04
4,83
5,68
7,06
7,54
8,71
kV/µs
0,37
0,60
0,82
1,00
1,16
1,40
1,48
1,65
µs
19,1
24,1
29,6
35,4
41,6
51,7
55,2
63,8
kV
6,17
12,3
20,6
30
41,2
61,7
69,4
89,2
µs
40,7
49,8
61,2
73,2
86
107
114
132
µs
6,1
7,48
9,18
11
12,8
16,1
17,1
19,8
kV/µs
0,15
0,25
0,34
0,41
0,48
0,58
0,61
0,68
Clase S1 y Rango de tensión nominal I, serie II (Norteamérica), kpp = 1,3
UC
= 1,4 × 1,5 ×
√2
√3
T10
Ur = 1,715 x Ur
Ur
kV
4,76
8,25
15
15,5
25,8
27
38
48,3
T30
t'
µs
4,65
5,57
7,22
7,33
9,5
9,74
11,7
13,4
Uc
kV
9,91
17,2
31,2
32,3
53,7
56,2
79,1
101
t3
td
Uc/t3
t'
Uc
t3
td
Uc/t3
µs
9,61
11,5
14,9
15,2
19,7
20,1
24,3
27,8
µs
1,44
1,73
2,24
2,27
2,95
3,02
3,64
4,17
kV/µs
1,03
1,49
2,09
2,13
2,73
2,79
3,26
3,62
µs
4,03
4,83
6,25
6,35
8,24
8,44
10,2
11,6
kV
8,08
14
25,5
26,3
43,8
45,9
64,5
82
µs
8,33
9,99
12,9
13,1
17
17,5
21
24,1
µs
1,25
1,5
1,94
1,97
2,56
2,62
3,15
3,61
kV/µs
0,97
1,40
1,97
2,00
2,57
2,63
3,07
3,41
T60
Ur
kV
4,76
8,25
15
15,5
25,8
27
38
48,3
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T100
t'
µs
8,05
9,66
12,5
12,7
16,5
16,9
20,3
23,3
Uc
kV
7,58
13,1
23,9
24,7
41,1
43
60,5
76,9
t3
td
Uc/t3
t'
Uc
t3
td
Uc/t3
µs
16,7
20
25,9
26,3
34,1
34,9
42,1
48,2
µs
2,5
3
3,88
3,94
5,11
5,24
6,31
7,23
kV/µs
0,46
0,66
0,92
0,94
1,21
1,23
1,44
1,60
µs
18,3
22,2
28,4
28,9
37,4
38,4
46,2
52,9
kV
7,07
12,3
22,3
23
38,3
40,1
56,5
71,8
µs
37,9
45,4
57,9
59,7
77,5
79,4
95,6
109
µs
5,68
6,81
8,82
8,96
11,6
11,9
14,3
16,4
kV/µs
0,19
0,27
0,38
0,39
0,50
0,51
0,59
0,66
Guía técnica de MT
I 119
Interruptor automático
de media tensión
Definición de cuadros MT
Características
DM105272
Porcentaje de la componente no periódica (% CC) como
función del intervalo de tiempo (t)
% CC
Corriente nominal de corte en cortocircuito (Isc)
(cf. § 5.101 IEC 62271-100)
La corriente nominal de corte de cortocircuito es el valor más alto de corriente que
el interruptor automático debe ser capaz de cortar a su tensión nominal o inferior y
en las condiciones de uso.
100
90
80
4 = 120 ms
70
60
(Constate de tiempo para caso específico)
50
40
30
1 = 45 ms
20
10
(Constante de tiempo normalizado)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
t (ms)
t: Duración de apertura del interruptor automático (Superior),
aumentada en medio periodo a la frecuencia industrial (Tr).
Se caracteriza por dos valores:
• el valor eficaz de su componente periódico, dado por el término: 'corriente nominal
de corte de cortocircuito';
• el porcentaje del componente no periódico correspondiente al tiempo de apertura del
interruptor automático, al que añadimos medio periodo de la frecuencia nominal.
El medio periodo corresponde al tiempo de activación mínimo de un dispositivo de
protección contra sobrecorriente, que es de 10 ms a 50 Hz.
Según la norma IEC, el interruptor automático debe cortar el valor eficaz de la
componente periódica del cortocircuito (= su corriente nominal de corte) con el
porcentaje de asimetría definido por el gráfico siguiente.
Según la norma IEC, el equipo de MT define una constante de tiempo de 45 ms,
para un valor pico de corriente máxima igual a 2,5 × Isc a 50 Hz o 2,6 × Isc a 60 Hz.
En este caso, utilice la curva t1.
Ejemplo1:
Para un interruptor automático con un tiempo de apertura
debido al relé,
Para circuitos resistivos bajos como acometidas del generador, t puede ser mayor, con
un valor pico de corriente máxima igual a 2,7 × Isc. En este caso, utilice la curva t4.
Para todas las constantes de tiempo t entre t1 y t4, utilice la ecuación:
el gráfico proporciona un porcentaje del componente
% CC = 100 × e (
mínimo de 45 ms (superior) al que se añaden 10 ms (Tr)
aperiódico de alrededor del 30 % para una constante
de tiempo t1 = 45 ms:
% CC = e
-(45 + 10)
)
45
(
= 29,5 %
Suponiendo que el % de CC de un interruptor
automático de MT sea igual al 65 % y que la corriente de
cortocircuito simétrica (Isym) calculada sea igual a 27 kA.
¿Qué es Iasym igual?
√
√
Iasym = 27 kA × (1+2×(0,65)2 )
} [A]
= 36 kA
Utilizando la ecuación [A], equivale a una corriente de
cortocircuito simétrica con un valor nominal de:
Iasym
=
36,7
1,086
= 33,8 kA para un % de CC al 30 %
El valor nominal del interruptor automático es superior
)
Valores de la corriente nominal de corte:
6,3 - 8 - 10 - 12,5 - 16 - 20 - 25 - 31,5 - 40 - 50 - 63 kA.
Carga de
prueba
T10
T30
T60
T100s
T100s(a)
T100s(b)
Secuencia
% Isym
% componente aperiódico
% CC
1
2
3
4
5*
6*
10
30
60
100
100
100
≤ 20
≤ 20
≤ 20
≤ 20
C-t’-C De acuerdo con la ecuación
O-t-CO-t’-CO De acuerdo con la ecuación
(*) Para seccionadores automáticos con apertura en menos de 80 ms.
IMC
IAC
IDC
CC
Corriente de conexión
Valor de pico de componente periódico (pico Isc)
Valor de componente no periódico
% asimetría o componente aperiódico
a 33,8 kA. Según la norma IEC, el valor nominal más
IDC
cercano es 40 kA.
DM105273
t1...4
Los tests de cortocircuito deben cumplir las cinco secuencias de test siguientes:
Ejemplo 2:
Iasym = Isym × (1+2×(% DC/100)2 )
-(Superior+Tr)
IAC
= 100 × e
(
-(Superior+Tr)
t1...4
)
Corriente de cortocircuito simétrica (en kA):
I (A)
Isym
IAC
IMC
t (s)
IDC
=
IAC
√2
Corriente de cortocircuito asimétrica (en kA):
Iasym = √Isym² + IDC2
√
Iasym = Isym × 1+2×(%
120 I Guía técnica de MT
IDC
100
)2
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Definición de cuadros MT
Interruptor automático
de media tensión
DM105275
Características
X1
G
A
B
U1
UA - UB = U1 - (- U2) = U1 + U2
Intensidad de corte y de fabricación desfase nominal (cf. § 5.105
IEC 62271-100), Consulte ANSI/IEEE C37.09 para Norteamérica.
X2
U2
G
La especificación de una corriente de corte y de toma desfasada no es obligatoria.
Cuando se abre un interruptor automático y los conductores no están
sincronizados, la tensión en los terminales puede aumentar hasta la suma de las
tensiones en los conductores (oposición de fases). Este valor nominal es opcional.
En la práctica, las normas exigen que el interruptor automático corte una corriente
igual al 25 % de la corriente de defecto en los terminales, a una tensión igual al
doble de la tensión en relación con la tierra.
Si Ur es la tensión nominal del interruptor automático, la tensión de recuperación
de la frecuencia industrial es igual a:
• 2 / √3 Ur para redes con un sistema neutro conectado a tierra de forma eficaz;
• 2,5 / √3 Ur para otras redes.
Si U1 = U2 entonces UA - UB = 2U
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Guía técnica de MT
I 121
Definición de cuadros MT
Interruptor automático
de media tensión
Características
Corrientes capacitivas nominales (cf. § 5.106 IEC 62271-100),
Consulte ANSI/IEEE C37.09 para Norteamérica.
El valor nominal de un interruptor automático para corrientes capacitivas debe
incluir, cuando sea aplicable:
• corriente nominal de corte en carga de línea;
• corriente nominal de corte en carga de cables;
• corriente nominal de corte en banco de condensadores;
• corriente nominal de corte de la batería de condensadores en paralelo;
• corriente nominal de conexión de la batería de condensadores en paralelo.
En la siguiente tabla se indican los valores preferidos de las corrientes capacitivas
nominales:
Rango de tensión nominal I, serie I
Conducto
Cable
Banco de
condensadores
único
Banco de condensadores adosado
Tensión
nominal
(Ur)
Corriente
nominal de
corte en
carga de
línea (Il)
Corriente
nominal
de corte
en carga
del cable (Ic)
Corriente
nominal
de corte
en banco de
condensadores único (Isb)
Corriente
nominal de corte
en banco de
condensadores
(Ibb)
Corriente
nominal de
conexión de
la batería de
condensadores (Ibi)
kA
10
10
10
10
10
10
10
kA
10
10
25
31,5
31,5
50
80
A
400
400
400
400
400
400
400
A
400
400
400
400
400
400
400
kA
20
20
20
20
20
20
20
kV
3,6
7,2
12
17,5
24
36
52
Rango de tensión nominal I, serie II (Norteamérica)
Conducto
Cable
Banco de
condensadores
único
Banco de condensadores adosado
Tensión
nominal
(Ur)
Corriente
nominal de
corte en
carga de
línea (Il)
Corriente
nominal
de corte
en carga
del cable (Ic)
Corriente
nominal
de corte
en banco de
condensadores único (Isb)
Corriente
nominal de corte
en banco de
condensadores
(Ibb)
Corriente
nominal de
conexión de
la batería de
condensadores (Ibi)
kA
10
10
10
10
10
10
kA
10
10
25
31,5
50
80
A
400
400
400
400
400
400
A
400
400
400
400
400
400
kA
20
20
20
20
20
20
kV
4,76
8,25
15
25,8
38
48,3
Se definen dos clases de seccionadores automáticos según sus características de
rearme:
• clase C1: baja probabilidad de rearme en caso de corte de corriente capacitiva;
• clase C2: muy baja probabilidad de rearme durante la interrupción de corriente
capacitiva.
122 I Guía técnica de MT
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Definición de cuadros MT
Interruptor automático
de media tensión
Características
Corriente nominal de corte en carga de línea (cf. § 5.106.2
IEC 62271-100), consulte ANSI/IEEE C37.09 para Norteamérica.
La especificación de una corriente de corte nominal para un interruptor automático
destinado a conmutar líneas aéreas sin carga no es obligatoria para seccionadores
automáticos con una tensión nominal de ≥ 72,5 kV.
Si se especifica, se asignará una clase de restricción asociada (C1 o C2).
Corriente de corte de carga nominal del cable (cf. § 5.106.3
IEC 62271-100), consulte ANSI/IEEE C37.09 para Norteamérica.
La especificación de una corriente de corte nominal para un interruptor automático
que conmute cables sin carga no es obligatoria para seccionadores automáticos
con una tensión nominal inferior a 52 kV. Si se especifica, se asignará una clase de
restricción asociada (C1 o C2).
Los valores nominales de corriente de corte para un interruptor automático que
conmuta cables sin carga se resumen en la tabla general de corrientes capacitivas
nominales.
Corriente nominal de corte en banco de condensadores únicos
(cf. § 5.106.4 IEC 62271-100), consulte ANSI/IEEE C37.09 para
Norteamérica.
La especificación de una sola corriente de corte en banco de condensadores no
es obligatoria.
Si se especifica, se asignará una clase de restricción asociada (C1 o C2).
Debido a la presencia de armónicos, la corriente de corte para los condensadores
es inferior o igual a 0,7 veces la corriente nominal del dispositivo.
Intensidad
nominal
(A)
400
630
1250
2500
3150
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Corriente de corte para condensador
(máx.)
(A)
280
440
875
1750
2200
Guía técnica de MT
I 123
Interruptor automático
de media tensión
Definición de cuadros MT
Características
Corriente nominal de corte en banco de condensadores
(cf. § 5.106.5 IEC 62271-100), consulte ANSI/IEEE C37.09 para
Norteamérica.
DM105260
X1
G
La especificación de una corriente de corte para bancos de condensadores de
varias etapas no es obligatoria.
U
C1
C2
Corriente nominal de conexión de la batería de condensadores
(cf. § 5.106.6 IEC 62271-100), consulte ANSI/IEEE C37.09 para
Norteamérica.
C3
La especificación de una corriente de corte para bancos de condensadores de
varias etapas no es obligatoria. La corriente de conexión nominal de las baterías
de condensadores es el valor de corriente de pico que el interruptor automático
debe poder realizar en las condiciones de uso especificadas. El valor de corriente
de conexión nominal del interruptor automático debe ser superior a la corriente de
irrupción del banco de condensadores.
Las fórmulas para el cálculo de corrientes de irrupción para bancos de
condensadores simples y posteriores se encuentran en la cláusula 9 de la norma
IEC/TR 62271-306. Normalmente, los valores de corriente de pico y frecuencia de
las corrientes de irrupción se encuentran en el orden de unos pocos kA y de unos
100 Hz para bancos de condensadores individuales, y en el orden de unos pocos
10 kA y unos 100 kHz para bancos de condensadores de reserva.
Conmutación de pequeñas corrientes inductivas
(cf. § 4 IEC 62271-110)
Los seccionadores automáticos según IEC 62271-100 no tienen poderes de
conmutación inductiva específicos. Sin embargo, la conmutación de cargas
inductivas (corrientes magnetizantes de transformadores, motores de alta tensión
y reactores por derivación) se especifica en la norma IEC 62271-110.
El corte de corrientes inductivas bajas (de varios amperios a varios cientos de
amperios) puede provocar sobretensiones.
En algunos casos debe aplicarse protección contra sobretensiones de acuerdo
con el tipo de interruptor automático para garantizar que las sobretensiones no
dañen el aislamiento de las cargas inductivas (transformadores en vacío, motores).
DM105276
La figura siguiente muestra las diferentes tensiones en el lado de la carga.
u
ua
uin
uo
Uo
Ux
Ua
Uin
Uma
Umr
Uw
Tensión lado de la alimentación
up
uma
Carga en el lado de
la alimentación
us
t
uk
Arriba
Us
uw
umr
Tensión media en
el punto de neutro
Valor de cresta de tensión de frecuencia industrial a tierra
Desplazamiento de tensión del neutro en la interrupción del primer polo
Caída de tensión de arco del interruptor automático
= Uo + Ua + Uc tensión inicial en el momento del corte de corriente
Supresión de pico de tensión a tierra
Pico de tensión del lado de carga a tierra
Tensión en el interruptor automático al recebado
Sobretensión máxima a tierra (podría ser igual a Uma o Umr si no ocurren
nuevos recebados)
Extinción máxima de sobretensión pico a pico al recebado
Nivel de aislamiento de los motores
IEC 60034 estipula el nivel de aislamiento de los motores.
La frecuencia de energía y las pruebas de resistencia a impulsos se indican en la
siguiente tabla (niveles de aislamiento nominal para conjuntos rotatorios).
Aislamiento
Prueba a 50 (60) Hz valor rms Prueba de impulso
Entre vueltas
Relativa
a la tierra
(2 Ur + 1) kV
2 Ur + 1 ► 2(2 Ur + 1) ► 0
14 kV ► 28 kV ► 0
(4 Ur + 5) kV
4,9 pu + 5 = 31 kV a 6,6 kV
(50% en la muestra)
Tiempo frontal 0,5 µs
(4 Ur + 5) kV
4,9 pu + 5 = 31 kV a 6,6 kV
tiempo frontal 1,2 µs
1 kV/s
t
0
124 I Guía técnica de MT
1 min
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Definición de cuadros MT
Interruptor automático
de media tensión
Características
Condiciones de operación normales
(cf. § 4.1 IEC 62271-1:2017/A1:2021)
(sin clasificación asignada, cf. § 4.108 IEC 62271-100 y IEC 62271-110)
Para todo el equipo que funcione en condiciones más severas que las descritas a
continuación, se debe aplicar la reducción de parámetros (consulte el capítulo de
reducción de parámetros).
El equipo está diseñado para funcionar normalmente en las siguientes condiciones:
Temperatura
°C
Ambiente instantáneo
Mínima
Máximo
Promedio por encima
de 24 h
Máximo
Instalación
Interiores
-5 °C
+40 °C
Interiores
Exterior
-25 °C
+40 °C
Exterior
+35 °C
+35 °C
Humedad relativa
Presión de vapor
de agua (kPa)
95 %
90 %
2,2
1,8
Humedad
Humedad interior
media durante un
período (valor máximo)
24 h
1 mes
Altitud
La altitud no excede los 1000 metros.
Endurancia mecánica (cf. § 6.107.2 IEC 62271-100:2021)
Se definen dos clases:
• clase M1 con endurancia mecánica normal (2000 ciclos de operación);
• clase M2 con endurancia mecánica extendida (10.000 ciclos de operación)
Los seccionadores de circuito de Schneider Electric generalmente se prueban de
acuerdo con la clase M2, excepto los seccionadores dedicados a la protección
del transformador (por ejemplo, segmentos renovables) donde la clase M1 por lo
general se considera suficiente.
Conexión a la red (cf. § 6.107.3 IEC 62271-100:2021)
Se definen dos clases para una tensión nominal inferior a 100 kV:
• clase S1 con una longitud de cable del lado de suministro superior a 100 m;
• clase S2 con una longitud de cable del lado de suministro inferior a 100 m.
NOTA 1: Los seccionadores de circuito de las subestaciones interiores con conexión de cables
son generalmente de clase S1.
NOTA 2: Las aplicaciones en las que un interruptor automático se conecta a una línea aérea
a través de un embarrado (sin intervención de conexiones de cable) son ejemplos típicos de
seccionadores de circuito S2.
Corriente capacitiva (cf. § 6.107.4 IEC 62271-100:2021)
Se definen dos clases:
• clase C1 con baja probabilidad de rearme durante corte de corriente capacitiva;
• clase C1 con muy baja probabilidad de rearme durante corte de corriente
capacitiva.
NOTA 1: Un interruptor puede ser de clase C2 para un tipo de aplicación y de clase C1 para
otro tipo de endurancia.
Endurancia eléctrica (cf. § 6.107.2 IEC 62271-100:2021)
Se definen dos clases (cf. § 6.107.5 IEC 62271-100):
• clase E1 con endurancia eléctrica básica;
• clase E2 con endurancia eléctrica extendida para seccionadores que no
requieren mantenimiento de las partes de interrupción del circuito principal
durante su vida útil esperada.
Los seccionadores de Schneider Electric por lo general se prueban de acuerdo
con la clase E2.
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Guía técnica de MT
I 125
Definición de cuadros MT
Mecanismo del interruptor
automático de vacío
Introducción
El interruptor es el dispositivo de seguridad eléctrica más avanzado, la interrupción
fiable de la corriente de cortocircuito en caso de defecto de red es fundamental.
El mecanismo de operación es un subconjunto clave que tiene un impacto directo
en la fiabilidad del interruptor, así como en su costo y tamaño.
En esta sección se describe el principio de servicio de los mecanismos de los
interruptores automáticos de vacío de MT, es decir, los accionadores de solenoide,
resorte y imanes permanentes.
Estándares
Se respetan dos órganos principales de normalización: Comisión Electrotécnica
Internacional (IEC) y American National Standards Institute (ANSI).
Existen diferencias significativas en las clasificaciones y rendimientos que
requieren las normas de los seccionadores automáticos IEC y ANSI/IEEE.
Como resultado, los fabricantes globales por lo general tienen dos productos
diferentes.
En los últimos años, los comités de estandarización IEC y IEEE han hecho
progresos hacia la convergencia en los requisitos de prueba de tipo para las
normas de los seccionadores automáticos de MT.
Todas las normas aplicables a los seccionadores de MT consideran el mecanismo
de operación como un subconjunto.
Especifican las clasificaciones y requerimientos de las funcionalidades mecánicas,
así como los procedimientos de prueba para verificar los rendimientos mecánicos
y eléctricos.
Las clasificaciones se definen para satisfacer las necesidades operativas reales en
términos de secuencias de conmutación típicas y cantidad de ciclos de cierre (CO)
que experimentará el el interruptor en su vida útil.
Las normas también definen secuencias de operación nominal, que se expresan
como operaciones mecánicas cerradas (C) y abiertas (O) seguidas de un intervalo
de tiempo (t) expresado en segundos o minutos.
Los requisitos definidos en las normas IEC o ANSI/IEEE para las operaciones
mecánicas, en cuanto a la cantidad de operaciones y secuencias operativas
reflejan más de las necesidades encontradas en las aplicaciones de los
seccionadores automáticos.
126 I Guía técnica de MT
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Definición de cuadros MT
Mecanismo del interruptor
automático de vacío
Principios de operación mecánica
Principios operativos del mecanismo
Existen tres tipos de mecanismos de operación en los interruptores automáticos de
vacío de MT y en los autoreseccionadores disponibles en el mercado mundial actual.
Estos se clasifican según el tipo de tecnología utilizada para almacenar la energía
necesaria para cerrar y abrir los seccionadores de vacío.
Mecanismo del solenoide
Los mecanismos del solenoide utilizan un resorte comprimido para abrir
el interruptor y un solenoide para cerrarlo, así como para cargar el resorte
de apertura. La energía necesaria para operar el solenoide la suministra la
alimentación auxiliar de CC o CA.
Los solenoides consumen una sobretensión de alta corriente cuando están energizados,
lo que requiere una fuente de alimentación auxiliar (batería CC o CA BT) o una descarga
de condensador grande, y contactos auxiliares de alta capacidad. También son más
voluminosos y pesados que los mecanismos de accionamiento por resorte. Por este
motivo, en la actualidad rara vez se utilizan en la práctica.
Mecanismo de resorte
Los mecanismos de resorte utilizan resortes cargados separados para almacenar
energía para abrir y cerrar los seccionadores.
El resorte de cierre tiene suficiente energía para cargar el resorte de apertura y se
recarga manualmente o por un motor pequeño suministrado por la alimentación
auxiliar. Existen dos tipos básicos de mecanismos de resorte para interruptores
automáticos de vacío:
• mecanismos para interruptores automáticos de vacío que no requieren
reconexiones rápidas (p. ej. O - 3 min. - CO);
• mecanismos para interruptores automáticos de vacío capaces de realizar
reconexiones rápidas (p. ej. O - 0,3 s - CO - 15 s - CO).
Mecanismo de accionador de imanes permanentes (PMA)
Los mecanismos de accionador de imanes permanentes (PMA) utilizan energía
almacenada en un condensador electrolítico para operación de cierre y los imanes
permanentes para enganchar en posición cerrada. Los mecanismos de PMA se
desarrollaron específicamente para utilizarse con los interruptores automáticos
de vacío de MT.
Existen dos familias de mecanismos PMA: monoestable (enganche magnético
simple) y biestable (enganche magnético doble).
El principio del mecanismo de PMA monoestable es similar al del solenoide,
excepto que en posición cerrada el enganche mecánico se reemplaza por un
pasador de imanes permanente. La fuerza de cierre está diseñada para mantener
el interruptor de vacío cerrado con la presión de contacto correcta mientras se
carga el resorte de apertura.
En los mecanismos de PMA biestable, los imanes permanentes enganchan el
inducido tanto en posición cerrada como abierta. Para mover el inducido de una
posición a otra, se crea un flujo magnético alto a través de una corriente CC en la
bobina de apertura o cierre.
Esto reduce la resistencia del enganche magnético y genera una fuerza opuesta
en la otra brecha de aire.
La energía para operaciones abiertas y cerradas se deriva de dos condensadores
electrolíticos separados que se descargan en las bobinas de apertura y cierre.
El disparo manual en caso de pérdida de suministro de CC es complejo porque
requiere la aplicación de una alta fuerza usando una palanca para "quitar" el
inducido del pestillo permanente del imán y proporcionar la energía de apertura.
Por las siguientes razones, se prefiere la PMA monosestable a la biestable:
• elimina el riesgo de apertura incompleta (la energía de disparo se almacena
mediante la carga del resorte de apertura);
• disparo manual y eléctrico más simple (solo requiere la cancelación del flujo de
imán permanente para abrir el interruptor automático de vacío).
Sistema de control electrónico
Los mecanismos de PMA requieren un sistema de control electrónico que reciba
energía CC o CA auxiliar, que proporcione CC para cargar los condensadores
electrolíticos, que descargue la energía almacenada en las bobinas de apertura o
cierre y que desconecte la fuente de energía una vez que el interruptor automático
de vacío haya alcanzado la posición abierta o cerrada.
En la mayoría de los diseños, el sistema de control electrónico se utiliza para
monitorear el estado de los condensadores y bobinas de operación, dando
alarmas en caso de anomalías.
El condensador electrolítico es un componente clave ya que almacena la energía
eléctrica necesaria para generar los pulsos de corriente necesarios para operar el PMA.
La capacitancia típica de 100 000 µF cargada a 80 V CC proporciona una energía
almacenada de 320 joules, suficiente para llevar a cabo una secuencia de
reconexión rápida del interruptor automático de vacío, incluyendo intervalos cortos
entre operaciones de CO.
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Guía técnica de MT
I 127
Definición de cuadros MT
Mecanismo del interruptor
automático de vacío
Principios de operación mecánica
Aplicaciones
Tipo
Application
interruptor (Aplicación)
automático
de vacío
Propósito
general
Interruptor
frecuente
Trabajo
pesado
Maniobras Secuencia
esperadas de servicio
por año
nominal
Cable/transformador/ < 30
alimentador/entrada
Tuberías generadoras < 300
de motores del
condensador
Alimentador en altura
Reconectador
montado en poste
horno de arco
< 3000
Endurancia
mecánica
nominal
O - 3 min - CO
M1 2000 ops
O - 0,3 s - CO -15 s - CO
M2 10000 ops
O - 0,3 s - CO - 2 s - CO - 5 s - CO
O - 0,3 s - CO - 15 s - CO
Vida útil
esperada
Mecanismo
de interruptor
automático de
vacío mejor
adaptado
Resorte
30 años de
mantenimiento de
rutina cada 3 años
Resorte (preferido)
o PMA
PMA
Especial
30000 operaciones
10 años.
PMA
Mantenimiento
completo cada año
legendaria
Aunque los mecanismos de resorte y PMA se basan en tecnologías diferentes,
ambos son adecuados para la mayoría de las aplicaciones de interruptores
automáticos de vacío de MT.
La fiabilidad del interruptor automático de vacío no está vinculada al número
máximo de operaciones que un dispositivo nuevo puede realizar en un laboratorio.
El parámetro real a considerar es el MTBF operativo (tiempo medio entre defectos).
La fiabilidad del mecanismo de resorte está determinada por las tasas de defecto
del sistema mecánico solo mientras que la fiabilidad del mecanismo PMA está
determinada por la combinación de tasas de defectos mecánicos y electrónicos.
Aunque los mecanismos de resorte tienen el riesgo de realizar una operación
de "apertura lenta" después de largos periodos de inactividad, el riesgo puede
reducirse si se realizan pruebas periódicas de operación con interruptor
automático de vacío.
En resumen, los argumentos lógicos del autor desafían la idea de que los
interruptores automáticos de vacío con mecanismo PMA con mayor endurancia
mecánica son más fiables que los interruptores automáticos de vacío con
operación con resorte motorizado.
Este análisis cualitativo destaca algunos aspectos del impacto del mecanismo
operativo en la fiabilidad del interruptor automático de vacío, lo que abre un debate
entre los expertos en cuadros de media tensión. Es necesario seguir trabajando
para lograr modelos de fiabilidad de interruptores automáticos de vacío precisos.
128 I Guía técnica de MT
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Definición de cuadros MT
Seccionadores
Introducción - Características
Introducción
Seccionadores de corriente alterna e interruptores seccionadores tienen
clasificaciones para el cierre y corte, para instalaciones en interiores y exteriores,
para tensiones nominales superiores a 1 kV hasta 52 kV inclusive y para frecuencias
nominales desde 162/3 Hz hasta e incluyendo 60 Hz deberán seguir la norma
IEC 62271-103.
Esta norma también es aplicable a los seccionadores monopólicos utilizados en
sistemas trifásicos.
Se supone que las operaciones de apertura y cierre se realizan de acuerdo con
las instrucciones del fabricante. Una maniobra de cierre puede seguirse
inmediatamente una operación de ruptura pero una operación de ruptura no debería
seguir inmediatamente una operación de cierre ya que la corriente que se romperá
entonces puede exceder la corriente nominal de ruptura del interruptor.
Características
Común con la norma IEC 62271-1:2017/A1:2021
(a) tensión nominal (Ur);
(b) nivel de aislamiento nominal (Up, Ud y Us si corresponde);
(c) frecuencia nominal (fr);
(d) corriente nominal (Ir);
(e) corriente de resistencia a corto tiempo nominal (Ik);
(f) corriente de resistencia máxima nominal (Ip);
(g) duración nominal de cortocircuito (tk);
(h) tensión de alimentación nominal de los dispositivos de cierre y apertura y de los
circuitos auxiliares (Ua);
(i) frecuencia industrial nominal de los dispositivos de cierre y apertura y de los
circuitos auxiliares;
Específico de los seccionadores IEC 62271-103:2021
(j) corriente de corte de carga principalmente activa (Iload);
(k) corriente de corte de bucle cerrado nominal (Iloop);
(l) corriente de ruptura del transformador de potencia paralela nominal (Ipptr);
(m) corriente de corte de carga de cable nominal (Icc);
(n) corriente de corte de carga de línea nominal (Ilc);
(o) corriente de corte de un banco de condensadores nominal (Isb);
(p) corriente de corte del banco de condensadores adosados (Ibb);
(q) corriente de irrupción de banco de condensadores adosados (Iin);
(r) corriente de defecto de tierra nominal (Ief1);
(s) corriente de corte de carga nominal de línea y cable en condiciones de defecto a
tierra (Ief2);
(t) corriente de ruptura nominal del motor (Imot);
(u) corriente de cortocircuito nominal (Ima);
(v) clase de endurancia mecánica de los seccionadores (M1 o M2);
(w) clase de endurancia eléctrica de seccionadores de propósito general (E1, E2 o E3);
(x) capacidad de corte capacitivo clase de seccionadores (C1 o C2).
Las condiciones para la aplicación de las clasificaciones adicionales dependen del
tipo de interruptor y/o aplicación.
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Guía técnica de MT
I 129
Definición de cuadros MT
Seccionadores
Características
Corriente nominal de corte de carga activa (Iload)
(cf. § 5.101 IEC 62271-103)
La corriente nominal de corte de carga principalmente activa es la corriente
máxima, principalmente activa, de carga que el interruptor deberá ser capaz de
cortar a su tensión nominal. Su valor será igual a la corriente normal nominal si no
se indica ningún otro valor en la placa de características.
Corriente nominal de corte en bucle cerrado (Iloop)
(cf. § 5.102 IEC 62271-103)
La corriente nominal de corte de bucle cerrado es la corriente máxima de bucle
cerrado que el interruptor debe ser capaz de cortar. Se pueden asignar valores
nominales separados para la corriente de corte del bucle de la línea de distribución
y la corriente de corte del transformador de potencia paralelo.
Corriente nominal de corte del transformador de potencia
paralelo (Ipptr) (cf. § 5.103 IEC 62271-103)
La corriente de corte nominal del transformador de potencia en paralelo es la
corriente máxima del transformador de potencia en paralelo de bucle cerrado que
un interruptor de propósito especial deberá ser capaz de cortar.
Corriente de corte de carga nominal del cable (Icc)
(cf. § 5.104 IEC 62271-103)
La corriente nominal de corte de carga del cable es la corriente máxima de carga
del cable que el interruptor debe ser capaz de cortar a su tensión nominal.
Corriente nominal de corte en carga de línea (Ilc)
(cf. § 5.105 IEC 62271-103)
La corriente de corte de carga de línea nominal es la corriente de carga de línea
máxima que el interruptor debe ser capaz de cortar a su tensión nominal.
Corriente nominal de corte en banco de condensadores para
uso especial (Isb) (cf. § 5.106 IEC 62271-103)
La corriente nominal de corte de un banco de condensadores es la corriente
máxima de un banco de condensadores que un interruptor de propósito
especial deberá ser capaz de cortar a su tensión nominal sin ningún banco de
condensadores conectado al lado de suministro del cuadro adyacente al banco
que se está conmutando.
Corriente nominal de corte de la batería de condensadores
en paralelo para seccionadores de propósito especial (Ibb)
(cf. § 5.107 IEC 62271-103)
La corriente nominal de corte de la batería de condensadores de reserva es la
corriente máxima de la batería de condensadores que un interruptor de propósito
especial deberá ser capaz de cortar a su tensión nominal con uno o más bancos
de condensadores conectados en el lado de suministro del cuadro adyacente al
banco que se está conmutando.
La corriente de corte preferida de la batería de condensadores de reserva es de 400 A.
130 I Guía técnica de MT
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Definición de cuadros MT
Seccionadores
Características
Corriente nominal de conexión de la batería de condensadores
en paralelo para seccionadores de propósito especial (Iin)
(cf. § 5.108 IEC 62271-103)
La corriente nominal de punta de la batería de condensadores de respaldo es el
valor máximo de la corriente que un interruptor de propósito especial deberá poder
realizar a su tensión nominal y con una frecuencia de la corriente de irrupción
adecuada a las condiciones de servicio. La asignación de una corriente nominal
de punta de la batería de condensadores en la parte posterior es obligatoria para
los seccionadores que tengan una corriente nominal de corte de la batería de
condensadores en la parte posterior.
La corriente nominal de conexión de la batería de condensadores de reserva
preferida es de 20 kA pico, con una frecuencia de la corriente de irrupción de
4 250 Hz.
NOTA: La frecuencia y la magnitud de la corriente de punta dependen del tamaño y
la configuración del banco de condensadores que se está conmutando, del banco de
condensadores que ya está conectado al lado de suministro de la instalación y de la inclusión
de impedancias de limitación, si las hay.
Corriente nominal de corte de defecto a tierra (Ief1)
(cf. §5.109 IEC 62271-103)
La corriente nominal de corte de defecto a tierra es la corriente máxima de defecto
a tierra capacitiva en la fase de defecto que el interruptor deberá ser capaz de
cortar a su tensión nominal cuando se utilice en un sistema neutro conectado a
tierra de forma no eficaz.
NOTA: El valor máximo de la corriente de defecto a tierra capacitiva que se produce en un
sistema de conexión a tierra de neutro aislado puede alcanzar hasta tres veces la corriente de
carga de cable y línea de la red. En el Anexo B de la norma IEC 62271-103 se proporcionan
más directrices.
Corriente de corte nominal de carga de línea y cable en
condiciones de defecto a tierra (Ief2) (cf. § 5.110 IEC 62271-103)
La corriente de corte nominal de carga de línea y cable en condiciones de defecto
a tierra es la corriente capacitiva máxima en las fases no defectuosas que el
interruptor deberá ser capaz de cortar a su tensión nominal cuando se utilice en
un sistema de neutro conectado a tierra no eficaz.
NOTA: El valor máximo de la corriente capacitiva en fases no defectuosas en condiciones
de defecto a tierra que ocurren en un sistema de conexión a tierra de neutro aislado puede
alcanzar hasta √3 veces la corriente de carga de cable y línea de la red. En el Anexo B de la
norma IEC 62271-103 se proporcionan más directrices.
Corriente nominal de corte del motor para seccionadores
de propósito especial (Imot) (cf. § 5.111 IEC 62271-103)
La corriente nominal de corte del motor es la corriente máxima de régimen
permanente del motor que el interruptor deberá ser capaz de abrir a su tensión
nominal. Consulte la norma IEC 62271-110 sobre conmutación de cargas
inductivas.
NOTA: Normalmente, la corriente de corte para el estado de un motor parado está en el orden
de ocho veces la corriente nominal continua del motor.
Corriente nominal de poder de cierre (Ima)
(cf. § 5.112 IEC 62271-103)
La corriente nominal de poder de cierre es la corriente de pico máxima que el
interruptor deberá poder realizar a su tensión nominal.
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I 131
Definición de cuadros MT
Seccionadores
Características
Intensidades de corte y de cierre nominales para seccionadores
de uso general (cf. § 5.113.2 IEC 62271-103)
Un interruptor de propósito general deberá tener especificaciones específicas para
cada servicio de conmutación de la siguiente manera:
• intensidad nominal de corte de carga activa equivalente a la intensidad nominal continua;
• corriente nominal de corte en bucle de la línea de distribución igual a la corriente
nominal continua;
• corriente de corte de carga nominal del cable como se muestra a continuación;
• corriente nominal de cortocircuito que equivale a la corriente nominal soportada al pico.
Además, para seccionadores destinados a utilizarse en sistemas neutros
conectados a tierra de forma no eficaz:
• intensidad nominal de corte a tierra;
• corriente nominal de corte en carga y cable en condiciones de defecto a tierra.
Rango I, serie I
Tensión nominal
Ur (kV)
7,2
12
17,5
24
36
40,5
52
Carga nominal del cable Carga nominal de línea
Icc (A)
6
10
10
16
20
20
24
Ilc (A)
0,5
1
1
1,5
2
2
2,5
Rango I, serie II
Tensión nominal
Ur (kV)
4,76
8,25
15
25,8
38
48,3
Carga nominal del cable Carga nominal de línea
Icc (A)
4
6
10
16
20
24
Ilc (A)
0,3
0,5
1
1,5
2
2,5
Intensidades de corte y de cierre nominales para seccionadores
de propósito limitado (cf. § 5.113.3 IEC 62271-103)
Un interruptor de propósito limitado deberá tener una corriente nominal continua,
una corriente nominal soportada de corto retardo y una o más capacidades
de conmutación, pero no todas, de un interruptor de propósito general. Si se
especifican otros valores nominales, deben seleccionarse los valores de la serie
R10 especificados en la norma IEC 60059.
Intensidades nominales de cierre y corte para seccionadores
de propósito especial (cf. § 5.113.4 IEC 62271-103)
Un interruptor de propósito especial puede tener una o más de las capacidades
de conmutación de un interruptor de propósito general y debe tener capacidades
de conmutación adecuadas para la aplicación de servicio especial para la que se
ha diseñado el interruptor. Se asignarán uno o varios de los siguientes valores:
• corriente nominal de corte del transformador de potencia en paralelo;
• corriente nominal de corte en banco de condensadores;
• corriente nominal de conexión de la batería de condensadores en paralelo;
• corriente nominal de corte del motor.
Los valores nominales deben seleccionarse de la serie R10 especificada en IEC 60059.
132 I Guía técnica de MT
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Definición de cuadros MT
Seccionadores
Características
Características nominales de los seccionadores con fusibles
(cf. § 5.113.5 IEC 62271-103)
Los seccionadores de propósito general, de propósito limitado y de propósito
especial pueden estar respaldados por fusibles.
En este caso, es posible seleccionar valores nominales de cortocircuito, corrientes
de corto retardo no disruptiva y corriente de conexión de seccionadores teniendo
en cuenta el efecto de limitación en la duración y el valor de la corriente de
cortocircuito por fusibles.
La norma IEC 62271-105 relativa a las combinaciones de fusibles e interruptores
de corriente alterna puede utilizarse para este fin.
Tipo y clases para fines generales, seccionadores de propósito
limitado y para fines especiales (cf. § 5.114, § 5.115,
§ 5.116 IEC 62271-103)
Todos los seccionadores que cumplan con esta norma deberán designarse por
tipo como de propósito general, propósito limitado o propósito especial.
Además, un interruptor se designará por su clase de:
• endurancia mecánica (M1 [1000 CO + pruebas] o M2 [5000 CO + pruebas]);
• endurancia eléctrica (E1 (básico), E2 (medio) o E3 (alto)) para el interruptor
de propósito general;
• interrupción capacitiva (C1 o C2 [baja probabilidad de rearme durante corte
de corriente capacitiva]).
Todas estas clasificaciones de resistencia se describen en IEC 62271-103.
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Guía técnica de MT
I 133
Definición de cuadros MT
Seccionadores e seccionadores
de puesta a tierra
Introducción - Características
IEC 62271-102 define, por un lado, las condiciones
de servicio, las características nominales, el diseño y la
fabricación; y, por otro lado, las pruebas, la selección de
los controles y la instalación.
Introducción
En las aplicaciones de MT, los seccionadores seccionadores se utilizan para
crear una separación de un circuito que podría estar activo, con un rendimiento
mejor que el proporcionado por otro dispositivo de conmutación. El rendimiento
de la resistencia dieléctrica entre contactos abiertos se expresa mediante dos
valores para la tensión de frecuencia industrial y la tensión de impulso de rayos,
y se comprueba con los criterios de aceptación habituales, lo que significa que
se produce un parpadeo aceptable de 2/15 bajo prueba (para el aislamiento con
restablecimiento automático).
Un interruptor seccionador no es un dispositivo de seguridad.
El malentendido más peligroso sería considerar que un seccionador por sí solo
puede garantizar la seguridad de las personas aguas abajo.
Características
Común con IEC 62271-1:2017/A1:2021
(a) tensión nominal (Ur);
(b) nivel de aislamiento nominal (Up, Ud y Us, si corresponde);
(c) frecuencia nominal (fr);
(d) corriente continua nominal (Ir);
(e) intensidad nominal de corta duración admisible (Ik);
(f) corriente nominal soportada al pico (Ip);
(g) duración nominal de cortocircuito (tk);
(h) tensión de alimentación nominal de los dispositivos de cierre y apertura y de los
circuitos auxiliares (Ua);
(i) frecuencia industrial nominal de los dispositivos de cierre y apertura y de los
circuitos auxiliares;
Específico para seccionadores e seccionadores de puesta a tierra
IEC 62271-102:2018
(j) corriente nominal de cortocircuito (solo para seccionadores de puesta a tierra);
(k) zona de contacto nominal;
(l) carga nominal del terminal mecánico;
(m) recubrimiento de hielo nominal;
(n) valores nominales de la capacidad de conmutación de la corriente de
transferencia del embarrado (solo para seccionadores);
(o) valores nominales de la capacidad de conmutación de corriente inducida
(solo para seccionadores de puesta a tierra);
(p) valores nominales de la capacidad de conmutación de corriente de carga del
embarrados (solo para seccionadores). Además de los valores nominales
indicados anteriormente, se pueden asignar las siguientes clasificaciones:
(q) clase de cortocircuito (solo para seccionadores de puesta a tierra);
(r) clase de endurancia mecánica;
(s) clase de conmutación de corriente inducida (solo para seccionadores de puesta
a tierra);
(t) clase de conmutación de corriente de carga del embarrado (solo para
seccionadores).
Corriente nominal de cortocircuito (Ik)
(cf § 5.6 IEC 62271-1 e IEC 62271-102)
Esta clasificación define el valor eficaz de la corriente de cortocircuito que el
interruptor y el equipo de control pueden transportar en la posición cerrada durante
su duración nominal bajo sus condiciones de servicio.
Se puede asignar a un seccionador de puesta a tierra un valor nominal distinto del
valor nominal del circuito principal relacionado (si corresponde). A un seccionador
de puesta a tierra que forme parte integral de un seccionador de puesta a tierra de
función combinada se le puede asignar un valor nominal distinto del valor nominal
de su circuito principal.
Corriente nominal máxima admisible
(Ip) (cf. § 5.7 IEC 62271-1 y 5.7 IEC 62271-102)
La subcláusula 5.7 de IEC 62271-1:2017/A1:2021 es aplicable con la siguiente adición.
Se puede asignar a un seccionador de puesta a tierra un valor nominal distinto del
valor nominal del circuito principal relacionado (si corresponde). A un seccionador
de puesta a tierra que forme parte integral de un seccionador de puesta a tierra de
función combinada se le puede asignar un valor nominal distinto del valor nominal
de su circuito principal.
134 I Guía técnica de MT
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Definición de cuadros MT
Seccionadores e seccionadores
de puesta a tierra
Características
Duración nominal de cortocircuito (tk)
(cf. § 5.8 IEC 62271-1 y 5.8 IEC 62271-102)
Esta clasificación define el intervalo de tiempo durante el cual el interruptor y el
equipo de control pueden transportar, en posición cerrada, una corriente igual a su
corriente nominal de corto retardo admisible. El valor preferido de duración nominal
de cortocircuito es 1 s. Se puede elegir un valor alternativo inferior o superior a 1 s,
por ejemplo, 0,5 s, 2 s, 3 s.
Se puede asignar a un seccionador de puesta a tierra un valor nominal distinto del
valor nominal del circuito principal relacionado (si corresponde). A un seccionador
de puesta a tierra que forme parte integral de un interruptor de puesta a tierra de
función combinada se le puede asignar un valor nominal distinto del valor nominal
de su circuito principal.
Corriente nominal de cortocircuito (Ima)
(cf. § 5.101 IEC 62271-102)
La corriente nominal de cortocircuito solo es aplicable a los seccionadores de conexión
a tierra de clase E1 y E2. Será igual a la corriente nominal soportada de pico.
Clasificación de los seccionadores de puesta a tierra para la
corriente de cortocircuito (cf. § 5.102 IEC 62271-102)
La función de cortocircuito de los seccionadores de puesta a tierra para realizar
un número definido de operaciones de cierre en cortocircuito, sin mantenimiento
importante, deberá corresponderse con una de las clases que se indican en la
tabla siguiente.
Esta clasificación sustituye a la endurancia eléctrica anterior.
NOTA: El mayor número de operaciones de fabricación de Clase E2 se relaciona normalmente
con tensiones de hasta 52 kV, inclusive, según las condiciones de servicio y los sistemas de
protección de dichas redes.
Clase
E0
E1
E2
Tipo de seccionador de puesta a tierra
Seccionador de puesta a tierra sin posibilidad de
cortocircuito
Seccionador de puesta a tierra con capacidad para
realizar dos operaciones de cortocircuito
Seccionador de puesta a tierra con capacidad para
realizar cinco operaciones de cortocircuito
Zona de contacto nominal (cf. § 4.102 IEC 62271-102)
En caso de seccionadores de soporte divididos y seccionadores de puesta a tierra
de soporte divididos, el fabricante deberá indicar los valores nominales del área
de contacto (indicados por xr, yr y zr). Los valores preferidos se indican en la tabla
para el contacto fijo y, respectivamente, para los conductores flexibles y rígidos.
Zonas de contacto
preferidas para
contactos "fijos"
compatible con
Conductores flexibles
Conductores rígidos
Tensión nominal x mm y mm z1 mm z2 mm
Ur (kV)
52 - 72,5 - 100
52 - 72,5 - 100
100
100
300
100
200
100
300
x = amplitud total del movimiento longitudinal del conductor de apoyo (temperatura).
y = desvío horizontal total (perpendicular al conductor de apoyo) (viento).
z = deflexión vertical (hielo) z1: corto alcance y z2 largo alcance de los conductores flexibles.
El fabricante deberá especificar los valores nominales.
Esto también se refiere a un desplazamiento angular tolerable del contacto fijo.
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Guía técnica de MT
I 135
Definición de cuadros MT
Seccionadores e seccionadores
de puesta a tierra
Características
Carga nominal del terminal mecánico estático
(cf § 5.104 IEC 62271-102)
Las cargas de terminales mecánicos son aplicables a los seccionadores incluso
para tensiones nominales inferiores a 52 kV y se pueden utilizar los valores
recomendados. Se recomienda realizar una comprobación adicional de acuerdo
con las tensiones derivadas de las condiciones de servicio locales.
Los seccionadores y los seccionadores de puesta a tierra deberán poder cerrarse
y abrirse mientras estén sujetos a sus cargas terminales mecánicas estáticas
nominales.
Los seccionadores y seccionadores de puesta a tierra deberán ser capaces de
soportar su carga de terminal mecánico dinámico nominal en caso de cortocircuito.
Corriente
continua
nominal (Ir)
A
Seccionadores
de dos y tres columnas
Carga recta
Carga cruzada
Fa1 y Fa2
Fb1 y Fb2
Seccionadores
Vertical
de soporte divididos
Forzar Fc(a) N
Carga recta
Carga cruzada
Fa1 y Fa2
Fb1 y Fb2
DM105262
Tensión
nominal
(Ur) kV
DM105277
Las tensiones que se ejercen sobre los aisladores para garantizar que toda la
función se tendrá en cuenta durante la fase de diseño.
Cargas de terminales mecánicos estáticos recomendadas.
Fb1
Fc
Fa2
Fa1
Fc
Fb1
Fa1
Fa2
Fb2
Fb2
52-72,5
≤ 1600
≤ 1600
N
400
500
N
130
170
N
800
800
N
200
200
500
(a) Fc simula las fuerzas hacia abajo causadas por el peso de los conductores de conexión.
Fc no se aplica a los conductores flexibles.
NOTA: La carga de bornes mecánicos estáticos incluye las fuerzas resultantes del hielo, el viento y los conductores conectados.
Valores nominales de intensidad de interruptores
y seccionadores para transferencia de embarrados
(cf § 5.108.1 IEC 62271-102)
Valores nominales de intensidad inducida para los
seccionadores de puesta a tierra (cf § 5.109 IEC 62271-102)
Valores nominales de interruptores para la acometida
de embarrados (cf § 5.110 IEC 62271-102)
Valores nominales de endurancia mecánica para seccionadores
(cf § 5.105 IEC 62271-102)
Un seccionador deberá poder realizar el siguiente número de operaciones
teniendo en cuenta el programa de mantenimiento especificado por el fabricante:
Clase Tipo de seccionador
M0
M1
M2
136 I Guía técnica de MT
Número de ciclos
de servicio
Interruptor de puesta a tierra seccionador estándar 1000
(endurancia mecánica normal)
Seccionador destinado a utilizarse con un
2000
interruptor automático de igual clase
(endurancia mecánica extendida)
Seccionador destinado a utilizarse con un
10 000
interruptor automático de igual clase
(endurancia mecánica extendida)
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Definición de cuadros MT
Seccionadores e seccionadores
de puesta a tierra
Características
Valores nominales de endurancia mecánica para seccionadores
de puesta a tierra (cf § 5.106 IEC 62271-102)
La endurancia mecánica de los seccionadores de puesta a tierra debe
corresponder a una de las clases dadas en la siguiente tabla. El desempeño se
asocia con el programa de mantenimiento definido por el fabricante:
Clase Tipo de seccionador
M0
M1
M2
Seccionador estándar (endurancia mecánica normal)
Seccionador diseñado para ser utilizado con
seccionadores de igual clase (endurancia mecánica
extendida)
Seccionador diseñado para ser utilizado con
seccionadores de igual clase (endurancia mecánica
extendida)
Número de ciclos
de operación
1000
2000
10 000
Revestimiento de hielo nominal (cf § 5.107 IEC 62271-102)
Para seccionadores y seccionadores de puesta a tierra que puedan operar
en condiciones de hielo, el fabricante debe asignar un revestimiento de hielo
clasificado.
Las clasificaciones preferidas del recubrimiento de hielo son: 1 mm, 10 mm
y 20 mm.
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Guía técnica de MT
I 137
Definición de cuadros MT
Fusibles limitadores de corriente
Introducción - Características
DM105261
Introducción
6
5
4
3
2
1 - Contactos
2 - Tubo exterior
3 - Núcleo
4 - Elemento fusible
5 - Agente extintor
6 - Percutor
1
2
3
4
5
Los fusibles limitadores de corriente de MT se utilizan principalmente para proteger
a los transformadores y a los motores, condensadores y otras cargas. La norma de
referencia es IEC 60282-1:2020.
Características
Clasificaciones de la base de fusibles
• Tensión nominal.
• Corriente nominal.
• Nivel de aislamiento nominal (tensión de resistencia de frecuencia de potencia,
seco, húmedo y de impulso).
Clasificaciones del enlace de fusibles
• Tensión nominal.
• Corriente nominal.
• Corriente de corte máxima nominal.
• Corriente mínima de ruptura nominal para fusibles de respaldo.
• Frecuencia nominal.
Características del fusible
• Límites de aumento de temperatura.
Características del enlace de fusible
• Clase.
• Tensiones de interruptor.
• Características de la corriente de tiempo.
• Características de corte.
• I²t característica.
• Disipación de energía.
Clasificaciones y características de aplicaciones y tipos de enlace de fusible
particulares
• Características mecánicas de percutor.
• Factor K (para enlaces de fusible para aplicaciones de circuito de motor).
• Máxima temperatura de aplicación.
• Corriente continua permitida.
• Corriente máxima de la envolvente.
Tensión nominal (Ur) (cf. § 5.2.1 IEC 60282-1)
Tensión utilizada en la designación de una base de fusible o adaptador de fusible,
a partir de la cual se determinan las condiciones de ensayo.
NOTA: La cláusula de la condición estándar de uso detalla la relación entre la tensión nominal
de un fusible y la tensión del sistema en el que se puede utilizar, con base en los supuestos
del sistema y en las especificaciones utilizadas para las pruebas de ruptura del adaptador
de fusibles.
La tensión nominal de un fusible debe seleccionarse entre las tensiones indicadas en la
siguiente tabla.
Serie I (kV)
Serie II (kV)
3,6
7,2
12
17,5
24
36
40,5
52
72,5
2,8
5,5
8,3
15,5
17,2
23
27
38
48,3
72,5
NOTA 1: Esta tensión nominal representa la tensión más alta para el equipo (ver IEC 60038).
NOTA 2: En los sistemas trifásicos conectados a tierra en forma sólida, los fusibles solo pueden
usarse si la tensión más alta del sistema es menor o igual a su tensión nominal. En los sistemas
monofásicos o con conexión a tierra no sólida, los fusibles solo pueden usarse si la tensión
más alta del sistema es menor o igual al 87% de su tensión nominal, a menos que se hayan
realizado pruebas específicas (ver IEC/TR 62655:2013, 5.1.3).
138 I Guía técnica de MT
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Fusibles limitadores de corriente
Definición de cuadros MT
Características
Nivel de aislamiento nominal (base de fusibles)
(cf. § 5.2.4 IEC 60282-1)
Tensión en el fusible
Niveles de aislamiento nominal basados en fusibles - Serie I
Se basa en la práctica en Europa, y las condiciones de referencia estándar
de temperatura, presión y humedad son de 20 °C, 101,3 kPa y 11 g/m3,
respectivamente, de agua.
Tensión de interruptor del fusible
Tensión del arco
TRV
Tensión
nominal del
fusible kV
Corriente a través del
fusible
Tensión de resistencia de impulso de rayos nominal
(polaridad negativa y positiva)
Lista 1 kV (pico)
Lista 2 kV (pico)
A tierra
y entre polos
A lo largo
A tierra
de la distancia y entre polos
de aislamiento
de la base
de fusibles
(ver nota)
A lo largo
A tierra
de la distancia y entre polos
de aislamiento
de la base
de fusibles
(ver nota)
A lo largo
de la distancia
de aislamiento
de la base
de fusibles
(ver nota)
20
40
60
75
95
145
180
250
325
23
46
70
85
110
165
200
290
375
46
70
85
110
145
195
220
290
375
12
23
32
45
60
80
95
110
160
Corriente potencial
Fusibles
3,6
7,2
12
Interrupción de alta corriente 17,5
para fusible limitador de
24
corriente
36
40,5
52
72,5
Tensión de resistencia
de frecuencia de potencia
nominal de 1 min
(seco y húmedo) kV (r.m.s.)
40
60
75
95
125
170
190
250
325
10
20
28
38
50
70
80
95
140
NOTA: Solo se debe especificar un nivel de aislamiento aislante para las bases de fusibles a las que se asignan las propiedades
de aislamiento.
Niveles de aislamiento con base de fusibles - Serie II
Se basa en la práctica en EE.UU. y Canadá, donde las condiciones de referencia
estándar de temperatura, presión y humedad son de 25 °C, 101,3 kPa y 15 g/m3,
respectivamente, de agua.
Tensión
Tensión nominal de resistencia a los Tensión de resistencia de frecuencia
nominal
impulsos de rayos (polaridad negativa de potencia nominal kV (r.m.s.)
del fusible y positiva) kV (pico)
kV
A tierra
A lo largo
A tierra y entre polos
A lo largo de la distancia
y entre polos
de la distancia
de aislamiento de la base
de aislamiento
de fusibles (ver nota)
de la base
de fusibles
(ver nota)
Interiores Exterior Interiores Exterior Interiores Exterior
2,8
5,5
8,3
15 to 17,2
15 to 17,2
23 to 27
23 to 27
38
48,3
72,5
45
60
75
95
110
125
150
150
–
–
–
–
95
–
110
150
–
200
250
350
50
66
83
105
121
138
165
165
–
–
–
–
105
–
121
165
–
220
275
385
Interiores Exterior
1 min
secado
1 min
10 s
1 min
secado húmedo secado
1 min
10 s
secado húmedo
15
19
26
36
50
60
60
70
–
–
–
–
35
–
50
–
–
95
120
175
–
–
39
–
55
–
–
105
132
193
–
–
30
–
45
–
–
80
100
145
17
21
29
40
55
66
66
77
–
–
–
–
33
–
50
–
–
88
110
160
NOTA: Solo se debe especificar un nivel de aislamiento aislante para las bases de fusibles a las que se asignan las propiedades
de aislamiento.
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Guía técnica de MT
I 139
Definición de cuadros MT
Fusibles limitadores de corriente
DM105278
Características
U
Corriente nominal de la base de fusibles (cf. § 5.2.2 IEC 60282-1)
L
I
u
DM107938
G
La corriente nominal de la base de fusibles debe seleccionarse entre los siguientes
valores:
10 A, 25 A, 63 A, 100 A, 200 A, 400 A, 630 A, 1000 A. Es la corriente continua sin
exceder los límites de aumento de temperatura bajo las condiciones prescritas
donde la temperatura ambiente no es superior a 40 °C.
Corriente nominal del enlace de fusibles (Ir)
(cf. § 5.2.3 IEC 60282-1)
U
La corriente nominal en amperios del adaptador de fusibles debe seleccionarse
de la serie R10. Para casos especiales, se pueden seleccionar valores adicionales
para la corriente nominal del adaptador de fusibles de la serie R20.
u
NOTA: La serie R10 incluye los números 1; 1,25; 1,6; 2; 2,5; 3,15; 4; 5; 6,3; 8 y sus múltiplos de
10. La serie R20 incluye los números 1; 1,12; 1,25; 1,40; 1,6; 1,8; 2; 2,24; 2,5; 2,8; 3,15; 3,55; 4;
4,5; 5; 5,6; 6,3; 7,1; 8; 9 y sus múltiplos de 10.
Up
Capacidad de corte nominal
(§ 5.2.5 IEC 60282-1 y IEC/TR 62655)
Corriente máxima nominal de ruptura (I1) (§ 5.2.5 IEC 60282-1)
Ip
La corriente de ruptura máxima nominal en kA del enlace de fusible debe
seleccionarse de la serie R10.
I
Desconexión en I1, capacidad máxima de corte
NOTA: La serie R10 incluye los números 1; 1,25; 1,6; 2; 2,5; 3,15; 4; 5; 6,3; 8 y sus múltiplos de 10.
Corriente de ruptura mínima nominal y clase
(cf. § 5.2.5.2 IEC 60282-1)
El fabricante deberá indicar la clase de la siguiente manera:
• Fusibles de respaldo y corriente de ruptura mínima nominal (I3)Fusibles capaces
de romper todas las corrientes de su corriente de ruptura mínima nominal, hasta
su corriente de ruptura máxima nominal;
• Fusibles de propósito general y si existe una corriente mínima de ruptura,
fusibles capaces de romper todas las corrientes de un valor, igual a una corriente
que cause que el fusible se derrita en una hora, hasta la corriente de ruptura
máxima nominal del fusible;
• Fusibles de rango completo capaces de romper todas las corrientes que causan
que el fusible se derrita, hasta la corriente de ruptura máxima nominal del fusible.
Frecuencia nominal (cf. § 5.2.6 IEC 60282-1)
Los valores estándar de la frecuencia nominal son 50 Hz y 60 Hz. Debe tenerse en
cuenta que los fusibles se prueban normalmente a 50 Hz o 60 Hz. Sin embargo,
la experiencia ha demostrado que, si bien el mismo diseño de fusible probado a
ambas frecuencias a una corriente que produce una acción limitante de corriente,
por lo general presenta corrientes pico ligeramente más altas a 60 Hz y valores
de I2t de operación ligeramente más altos a 50 Hz, los fusibles que superan
exitosamente todas las pruebas a una frecuencia son adecuados para su uso a la
otra frecuencia.
Límites de temperatura y aumento de temperatura
(cf. § 5.2.7 IEC 60282-1)
Temperatura de alrededor de 40 °C o menos
Un enlace de fusible y una base de fusible deben ser capaces de transportar
su corriente nominal continuamente sin exceder los límites de aumento de
temperatura (por encima de la temperatura ambiente) dados en la siguiente tabla,
y sin deterioro.
Cuando las superficies de contacto de la conexión tienen diferentes
recubrimientos, las temperaturas permitidas y los aumentos de temperatura serán
los siguientes:
(a) para contactos y terminales atornillados, aquellos del componente que tengan
los valores más altos permitidos en la siguiente tabla;
(b) para los contactos con resorte, aquellos del componente que tengan los valores
más bajos permitidos en la siguiente tabla.
140 I Guía técnica de MT
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Definición de cuadros MT
Fusibles limitadores de corriente
Características
Límites de aumento de temperatura
(cf. § 5.2.7 Tabla 6 IEC 60282-1)
Componente o material
(1) Si el fabricante utiliza recubrimientos distintos de los
indicados en esta tabla, se deberán tener en cuenta las
propiedades de estos materiales.
(2) La temperatura o el aumento de temperatura no deben
alcanzar un valor tal que la elasticidad del metal se vea
afectada.
(3) Clases de acuerdo con la norma IEC 60085.
(4) Limitado solo por el requisito de no causar daños a las
piezas circundantes.
(5) En la parte superior del aceite.
(6) Se deberá prestar especial atención a la vaporización y
oxidación cuando se utilice aceite de punto de inflamación bajo.
Se puede exceder el valor de temperatura dado para
aplicaciones tipo transformador y/o si se utilizan líquidos
aislantes sintéticos u otros líquidos aislantes adecuados
(ver 8.3.2 y IEC 60076-7).
Valor máximo de
Temperatura θ (°C)
Aumento de
temperatura K
Contactos en el aire
Contactos con resorte (aleación de cobre o cobre)
desaparece
75
35
recubierto de plata o níquel
105
65
revestido de estaño
95
55
otros recubrimientos metálicos(1)
Contactos pernados o equivalentes (cobre, aleación de cobre y aleación de aluminio)
desaparece
90
50
recubierto de plata o níquel
105
65
revestido de estaño
115
75
otros recubrimientos metálicos(1)
Contactos en líquido aislante (cobre o aleación de cobre)
Contactos con resorte (aleación de cobre o cobre)
desaparece
80
40
plateado o recubierto de níquel
90
50
otros recubrimientos metálicos(1)
Contactos pernados
desaparece
100
60
plateado o recubierto de níquel
100
60
otros recubrimientos metálicos(1)
Terminales con pernos en el aire
desaparece
90
50
plateado o recubierto de níquel
105
65
otros recubrimientos metálicos(1)
Piezas metálicas que actúan como resortes(2)
Materiales usados como aislamiento y piezas metálicas en contacto con el
aislamiento de las siguientes clases(3)
clase Y (para materiales no
90
50
impregnados)
clase A (para materiales en baño
100
60
de aceite)
clase E
120
80
clase B
130
90
clase F
155
115
esmalte: base de aceite / sintético
100/120
60/80
clase H
180
140
otras clases(4)
aceite(5)(6)
90
50
cualquier parte del metal o del
100
60
material aislante en contacto con el
aceite excepto los contactos y resortes
(a) Si el fabricante utiliza recubrimientos distintos de los indicados en esta tabla,
se deben tener en cuenta las propiedades de estos materiales.
(b) La temperatura o el aumento de temperatura no deben alcanzar tal valor que la
elasticidad del metal se vea afectada.
(c) Clases de acuerdo con IEC 60085.
(d) Limitado solo por el requisito de no causar daños a las piezas circundantes.
(e) En la parte superior del líquido.
(f) Se debe prestar especial atención a la vaporización y oxidación cuando se utilice
líquido aislante de bajo punto de inflamación. Los valores cotizados son para el
aceite; los valores de temperatura dados pueden excederse para aplicaciones de
tipo transformador y/o si se utilizan líquidos aislantes sintéticos u otros líquidos
aislantes adecuados (ver prueba de estanqueidad de líquidos y la guía de carga
para transformadores de potencia inmersos en aceite IEC 60076-7).
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Guía técnica de MT
I 141
Definición de cuadros MT
Fusibles limitadores de corriente
Características
Límites de tensión de interruptor (cf. § 5.2.8 IEC 60282-1)
La importancia de cualquier diseño de fusible que exceda los límites prohibidos se
expresaría en términos de una posible descomposición del aislamiento externo o,
inclusive, el desperfecto durante la operación del fusible y el defecto del limitador.
El valor de las tensiones de conmutación durante la operación en todas las tareas
de prueba no excederá las mencionadas en la siguiente tabla. En la norma
IEC 60282-1 se detallan otros valores máximos de tensión de conmutación para
tensiones de mayor tensión nominal para ciertos enlaces de fusibles de valores de
corriente pequeños.
Serie I
Serie II
Tensión
nominal kV
Tensión máxima
Tensión
de conmutación kV nominal kV
Tensión máxima
de conmutación kV
3,6
7,2
12
17,5
24
36
40,5
12
23
38
55
75
112
126
9
18
26
49
72
119
150
2,8
5,5
8,3
15,5 to 17,2
23
38
48,3
Tensión de recuperación transitoria nominal (TRV)
(cf. § 4.10 IEC 60282-1)
La tensión de recuperación transitoria nominal es la tensión de referencia que
constituye el límite superior de la tensión transitoria de recuperación de los
circuitos, que el fusible debe poder romperse en caso de un cortocircuito.
IEC 60282-1 establece valores apropiados de TRV para cada tarea de corriente de
prueba a niveles de cortocircuito.
Sin embargo, debido a que la corriente cero forzada ocurre cerca del voltaje cero
del circuito, los fusibles limitadores de corriente son mucho menos sensibles al TRV
que otros dispositivos no limitadores de corriente.
Anexo E (Normativa) Requisitos para ciertos tipos de enlaces
de fusibles destinados a su uso a temperaturas próximas
superiores a 40 °C
Cuando un enlace de fusible se encuentra en una cámara (FEP) o a una
temperatura ambiente elevada, y la temperatura circundante del enlace de fusible
o contenedor es superior a 40 °C, se debe asignar una temperatura de aplicación
máxima.
Es posible asignar al fusible una corriente continua permitida a una temperatura
circundante especificada. Un enlace de fusible y una base de fusible deben
ser capaces de transportar una corriente continua permitida asignada, a una
temperatura circundante especificada, de manera continua sin exceder los límites
de temperatura máxima indicados en la tabla 6 de la IEC 60282-1:2020 (ver tabla
de aumento de temperatura de este documento página 45).
Cuando no es posible asignar una corriente continua permitida (a altas
temperaturas y con el enlace de fusibles en líquido), se puede especificar una
corriente máxima de la cámara (Ifep). En este caso, los valores máximos de
temperatura dados en la tabla 6 de la IEC 60282-1:2020 (ver tabla de aumento
de temperatura de este documento página 45) pueden excederse por acuerdo
entre el fabricante y el usuario.
142 I Guía técnica de MT
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Fusibles limitadores de corriente
Definición de cuadros MT
Características
Curva intensidad - tiempo (cf. § 5.2.9 IEC 60282-1)
Para cada tipo de enlace de fusible, hay un fusible o duración previa al arco que
corresponde a un valor de corriente rms.
La duración del pre-arco para cada valor de corriente puede determinarse
trazando una curva en una escala logarítmica estandarizada (ver figura a
continuación). Esta curva solo se relaciona con el pre-arco.
En este punto también se puede hacer mención a las duraciones previas al arco
para valores de corriente menores a I3. En este caso, la curva se traza como una
línea de puntos.
También es posible determinar el valor de I3 (límite de línea sólida) en este diagrama.
Esta curva se extiende hasta que alcanza una duración de pre-arco de >600 s
(dependiendo de la clase de fusible).
La característica de tiempo-corriente siempre se da con una tolerancia (los valores
actuales son +20 %, +10 % o +5 %) con respecto a la corriente.
Curva intensidad - tiempo de la gama de productos Fusarc
de Schneider Electric
9
8
7
6
5
4
100 A
125 A
10 A
10 A (36KV)
16 A
16 A (36KV)
20 A
25 A
31.5 A
43 A
50 A
63 A
3
1000
80 A
6.3 A
DM105280
Tiempo (s)
4
3
2
100
9
8
7
6
5
4
3
2
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
9
8
7
6
5
4
3
2
0.1
9
8
7
6
5
4
3
2
0.01
10
schneider-electric.com
2
2
5 6 7 8 9 10
2
3
4
3
5 6 7 8 9 10
2
3
4
4 5 6 7 8 910
Intensidad (A)
Guía técnica de MT
I 143
Definición de cuadros MT
Fusibles limitadores de corriente
Características
Clase de enlace de fusible (cf. § 3.3.2 IEC 60282-1)
Definiciones de los fusibles limitadores de corriente de acuerdo al rango en el que
pueden utilizarse, divididas de la siguiente manera:
• Fusibles de respaldo: fusible limitador de corriente capaz de romper, bajo
condiciones de uso y comportamiento especificadas, todas las corrientes desde la
corriente máxima nominal de ruptura hasta la corriente mínima nominal de ruptura;
• Fusibles para fines generales: fusible limitador de corriente capaz de romper, en
condiciones específicas de uso y comportamiento, todas las corrientes desde la
corriente máxima nominal de ruptura hasta un valor bajo igual a la corriente que
provoca la fusión del elemento del fusible en 1 h;
• Fusibles de rango completo: fusible limitador de corriente capaz de romper, en
condiciones específicas de uso y comportamiento, todas las corrientes que causen
la fusión de los elementos del fusible, hasta su corriente máxima nominal de ruptura.
Límites de tensión de interruptor (cf. § 5.2.8 IEC 60282-1)
La importancia de cualquier diseño de fusible que exceda los límites prohibidos se
expresaría en términos de una posible descomposición del aislamiento externo o,
inclusive, el desperfecto durante la operación del fusible y el defecto del limitador.
El valor de las tensiones de conmutación durante la operación en todas las tareas
de prueba no excederá las mencionadas en la siguiente tabla. En la norma
IEC 60282-1 se detallan otros valores máximos de tensión de conmutación para
tensiones de mayor tensión nominal para ciertos enlaces de fusibles de valores de
corriente pequeños.
Serie I
144 I Guía técnica de MT
Serie II
Tensión
nominal kV
Tensión máxima
Tensión
de conmutación kV nominal kV
Tensión máxima
de conmutación kV
3,6
7,2
12
17,5
24
36
40,5
12
23
38
55
75
112
126
9
18
26
49
72
119
150
2,8
5,5
8,3
15,5 to 17,2
23
38
48,3
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Fusibles limitadores de corriente
Definición de cuadros MT
Características
Curvas de limitación de corriente
(rango de Fusarc de Schneider Electric)
El diagrama muestra el valor máximo de ruptura de corriente en función del valor
de corriente rms que podría haber ocurrido en ausencia de fusible.
DE58242
Para otras gamas de fusibles ver las características técnicas en los catálogos
de fusibles del fabricante.
100
8
6
4
Ia
=
8
1.
Ik
Is
2
=
Ik
2
250 A
200 A
160 A
125 A
2
100 A
80 A
63 A
50 A
40 A
10
8
31.5 A
25 A
20 A
16 A
6
4
10 A
6.3 A
2
1
8
4A
6
4
2
0.1
schneider-electric.com
6
8
0.1
2
4
6
8
1
2
4
6
8
10
2
4
6
8
100
Guía técnica de MT
I 145
Definición de cuadros MT
Transformadores de medida
Introducción
Normas IEC
Normas de gama
de productos - IEC
Estándar de Productos
producto IEC
61869-1
61869-2
Requisitos generales
para los transformadores
de medida
61869-3
61869-4
61869-5
61869-6
61869-7
Requisitos
generales
adicionales
61869-8
para los
transformadores
de medida de
61869-9
bajo consumo
61869-10
61869-11
61869-12
61869-13
61869-14
61869-15
146 I Guía técnica de MT
IEC estándar
antigua
Requisitos adicionales
para los transformadores
de corriente
Requisitos adicionales
para transformadores de
tensión inductivos
Requisitos adicionales
para los transformadores
combinados
Requisitos adicionales
para los transformadores
de tensión del
condensador
Requisitos adicionales
para transformadores de
tensión electrónicos
Requisitos adicionales
para los transformadores
de corriente electrónicos
Interfaz digital para
transformadores de
medida
Requisitos adicionales
para transformadores de
corriente pasiva de baja
potencia
Requisitos adicionales
para transformadores de
baja tensión
Requisitos adicionales
para la combinación
de transformadores de
medida electrónicos
y transformadores de
medida independientes
combinados
Unidad de fusión
independiente
Requisitos adicionales
para los transformadores
de corriente de cc
Requisitos adicionales
para transformadores
de tensión de cd para
aplicaciones de cc
60044-1
60044-6
60044-2
60044-3
60044-5
60044-7
60044-8
60044-7
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Definición de cuadros MT
Transformador de intensidad
Características del circuito primario
de acuerdo con las normas IEC
¡Nota!
Nunca dejar un TI en un circuito abierto.
Esto tiene como objetivo proporcionar un circuito secundario con una corriente
proporcional a la corriente primaria.
Relación de transformación nominal (Kr)
Kr =
Ipr
Isr
=
N2
N1
NOTA: los transformadores de corriente deben cumplir con la norma IEC 61869-2, pero
también pueden estar definidos por otras normas (ANSI, GB, etc.).
Comprende una o varias bobinas primarias y una o varias bobinas secundarias,
cada una con su propio circuito magnético, y todas encapsuladas en una resina
aislante.
Es peligroso dejar un TI en un circuito abierto porque pueden aparecer voltajes
peligrosos para las personas y el equipo a través de sus terminales.
Características del circuito primario de
acuerdo con las normas IEC
Frecuencia nominal (fr)
Se puede instalar un TI definido a 50 Hz en una red a 60 Hz. Se conserva su
precisión. No se garantiza lo contrario.
Tensión nominal del circuito primario (Upr)
Caso general:
Tensión de TI nominal ≥ tensión de instalación nominal
La tensión nominal fija el nivel de aislamiento del equipo (ver capítulo 'Introducción'
de esta guía). Por lo general, escogeríamos la tensión nominal de TI según la
tensión de operación U de la instalación, de acuerdo con la tabla:
A
Superior
3,3
5 5,5 6
6,6
10
11
13,8
15
20
22 30
33
7,2 kV
12 kV
17,5 kV
24 kV
36 kV
Caso especial:
Si el TI es un TI de anillo instalado en un pasatapas o en un cable, el aislamiento
dieléctrico lo proporciona el aislante del cable o del pasatapas.
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Guía técnica de MT
I 147
Definición de cuadros MT
Transformador de intensidad
Características del circuito primario
de acuerdo con las normas IEC
Corriente de operación primaria (Ips)
La corriente de servicio principal I (A) de una instalación (por ejemplo, para un
alimentador de transformador) es igual a la corriente de servicio principal (Ips)
del TI teniendo en cuenta cualquier posible reducción de la capacidad nominal.
Si:
S
Potencia aparente en kVA
U
Tensión de operación primaria en kV
P
Potencia activa del motor en kW
Q
Potencia reactiva de los condensadores en kvar
Ips
Corriente de servicio principal en A
Tendremos:
• celda de entrada, entrada del conjunto del generador y alimentador del
transformador
Ips =
S
√3×U
• alimentador de motor
Ips =
η
P
√3×U×cosφ×η
Eficiencia del motor
Si no conoce los valores exactos de ϕ y η, puede tomar como aproximación inicial:
cos ϕ = 0,8; η = 0,8.
• El alimentador del condensador 1,3 es un coeficiente de reducción del 30 % para
tener en cuenta el aumento de temperatura debido a los armónicos del
condensador.
Ips =
Ejemplo 1:
Un dispositivo de protección térmica para un motor tiene
un rango de ajuste entre 0,3 y 1,2 ×IrTI.
Para proteger este motor, el ajuste requerido debe
corresponder con la corriente nominal del motor.
Si suponemos que Ir para el motor = 25 A, el ajuste
requerido es entonces 25 A;
• si utilizamos un TI 100/5, el relé nunca verá 25 A porque:
100 × 0,3 = 30 > 25 A.
• por otro lado, si elegimos un TI 50/5, tendremos:
0,3 < Ir < 1,2 y por lo tanto podremos ajustar nuestro relé.
Por lo tanto, este TI es adecuado.
1,3×Q
√3×U
• Embarrados
La corriente Ips del TI es el mayor valor de corriente que puede fluir en la sección
del embarrado de manera permanente.
Corriente primaria nominal (Ipr)
La corriente nominal (Ipr) siempre será mayor o igual a la corriente de servicio (I)
para la instalación.
Valores estandarizados: 10 - 12,5 - 15 - 20 - 25 - 30 - 40 - 50 - 60 - 75 A y sus
múltiplos o fracciones decimales.
En el caso de los dispositivos de medición y de protección basada en corriente,
la corriente primaria nominal normalmente no excede 1,5 veces la corriente de
operación. En el caso de la protección, tenemos que comprobar que la corriente
nominal elegida permite alcanzar el umbral de ajuste del relé en caso de defecto.
NOTA: los transformadores de corriente deben ser capaces de soportar 1,2 veces la corriente
nominal de manera constante para evitar un aumento de temperatura demasiado alto en la
instalación del cuadro.
En el caso de una temperatura ambiente superior a 40 °C para el TI, la
corriente nominal del TI (Ipr) debe ser mayor que Ips multiplicada por el factor
de desclasificación correspondiente a la envolvente.
La tabla 5 del IEC 61869-1 establece los límites de aumento de temperatura.
Como regla general, la reducción de la capacidad nominal podría ser de 1 % Ipn
por grado superior a 40 °C.
(Consulte el capítulo 'Derating' de esta guía).
148 I Guía técnica de MT
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Definición de cuadros MT
Transformador de intensidad
Características del circuito primario
de acuerdo con las normas IEC
Corriente de cortocircuito térmica nominal (Ith)
Por lo general, la corriente de cortocircuito térmica nominal es el valor rms de
la corriente de cortocircuito máxima de la instalación y la duración de ésta
generalmente es igual a 1 s.
Cada TI debe ser capaz de soportar la corriente de cortocircuito que puede fluir a
través de su circuito primario de manera térmica y dinámica hasta que el defecto
se despeje.
Si Ssc es la potencia de cortocircuito de la red expresada en MVA, entonces:
Ips =
Ssc
√3×U
Cuando el TI se instala en una envolvente protegida por fusibles, el Ith a utilizar es
igual a 80 Ir.
Si 80 Ir > Ith 1 s para el dispositivo de desconexión, entonces Ith 1 s para el TI = Ith
1 s para el dispositivo.
Coeficiente de sobrecorriente (Ksi)
Saber esto nos permite saber si un TI será fácil de fabricar o no.
Ksi =
Ith 1 s
Ipr
Cuanto menor sea Ksi, más fácil será fabricar el TI.
Un Ksi alto conduce a la sobredimensionamiento de la sección del devanado
primario.
Por lo tanto, el número de giros primarios estará limitado junto con la fuerza
electromotiva inducida; el TI será aún más difícil de producir.
Orden de magnitud
Fabricación
Ksi
Ksi < 100
Estándar
100 < Ksi < 300
A veces difícil para ciertas características secundarias
100 < Ksi < 400
Difícil
400 < Ksi < 500
Limitado a determinadas características secundarias
Ksi > 500
Muy a menudo imposible
El circuito secundario de un TI deberá adaptarse a las restricciones relacionadas
con su uso, ya sea en aplicaciones de medición o de protección.
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Guía técnica de MT
I 149
Definición de cuadros MT
Transformador de intensidad
Características del circuito secundario
según las normas IEC
¿Intensidad nominal del secundario (Isr) de 5 o 1 A?
Caso general:
• para uso local Isr = 5 A;
• para uso remoto Isr = 1 A.
Caso especial: para uso local Isr = 1 A.
NOTA: no está prohibido utilizar 5 A para una aplicación remota, pero se produce un aumento
en las dimensiones del transformador y la sección del cable (pérdida de línea: P = R I²).
Clase de precisión
•
•
•
•
•
Medición: clase 0,1 - 0,5.
Medición de cuadro de distribución: clase 0,5 - 1.
Protección contra sobrecorriente: clase 5P.
Protección diferencial: clase PX.
Protección de secuencia cero: clase 5P.
Potencia real que el TI debe proporcionar en VA
Ejemplo:
• Sección de cable: 2,5 mm2.
• Longitud del cable (alimentación/retorno): 5,8 m.
• Consumo de energía mediante el cableado: 1 VA.
Esta es la suma del consumo de cableado y el de cada dispositivo conectado al
circuito secundario del TI.
Consumo del cableado de cobre (pérdidas de línea del cableado), sabiendo que:
P
= R ×I2
k = 0,44
y
R = ρ ×
L
S
entonces (VA) = k ×
L
S
si Isr = 5 A
k = 0,0176 si Isr = 1 A
L
Longitud en metros de conductores de enlace (alimentación/retorno)
S
Sección de cableado en mm2
Consumo de cableado secundario indicativo
Cables (mm2)
2,5
4
6
10
Consumo (VA/m)
1A
5A
0,008
0,005
0,003
0,002
0,2
0,13
0,09
0,05
Consumo de los dispositivos de medición o protección
Los consumos de varios dispositivos se indican en la hoja de datos técnicos del
fabricante.
Consumos de medición indicativos
Dispositivo
Amperímetro
Transductor
Central de medida
Máx. consumo
en VA (por circuito)
Electromagnético
Electrónico
Autoalimentado
Alimentación externa
Inducción
Electrónico
Vatímetro, varímetro
3
1
3
1
2
1
1
Consumos de protección indicativos
Dispositivo
Máx. consumo en VA (por circuito)
Relé de sobrecorriente estática
0,2 to 1
Relé de sobrecorriente electromagnética De 1 a 8
150 I Guía técnica de MT
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Definición de cuadros MT
Transformador de intensidad
Características del circuito secundario
según las normas IEC
Salida nominal
Tome el valor estandarizado justo por encima de la potencia real que debe
proporcionar el TI. Los valores estandarizados de la salida nominal son:
2,5 - 5 - 10 - 15 VA.
Factor de seguridad del instrumento (FS)
La protección de los dispositivos de medición en caso de defecto se define
mediante el factor de seguridad del instrumento FS. El valor de FS se elegirá según
la corriente admisible de corto retardo del consumidor: 5 ≤ FS ≤ 10.
FS es la relación entre el límite de la corriente primaria nominal (Ipl) y la corriente
primaria nominal (Ipr).
FS =
Ipl
Ipr
IpI es el valor de la corriente primaria para el que el error en la corriente secundaria = 10 %.
Un transductor está diseñado generalmente para soportar una corriente de corto
retardo de 50 Ir, es decir, 250 A para un dispositivo de 5 A. Para asegurarse de que
este dispositivo no se destruya en caso de defecto del primario, el transformador
de intensidad debe saturarse antes de 50 Ir en el secundario. Un factor de
seguridad de 10 es adecuado.
De acuerdo con las normas, los TI de Schneider Electric tienen un factor de
seguridad de 10.
Sin embargo, según la característica actual del consumidor, se puede solicitar un
factor de seguridad más bajo.
Factor límite de precisión (ALF)
En las aplicaciones de protección, tenemos dos limitaciones: tener un factor de
límite de precisión y una clase de precisión adecuada para la aplicación.
Determinaremos el ALF requerido de la siguiente manera:
• Protección contra sobrecorriente de tiempo definido;
El relé funcionará perfectamente si:
ALF real de TI > 2 ×
Ire
Isr
Ire
Ajuste de umbral de relé
Isr
Intensidad nominal del secundario del TI
Para un relé con dos umbrales de ajuste, usaremos el umbral más alto
- para un alimentador de transformador, generalmente tendremos un umbral alto
instantáneo establecido en 14 Ir máx., lo que da la ALF real requerida > 28,
- para un arranque motor, normalmente tendremos un umbral alto establecido en 8 Ir máx.,
lo que proporciona un ALF real requerido > 16.
• Protección contra sobrecorriente de tiempo definido inverso.
En todos los casos, consulte la hoja de datos técnicos del fabricante del relé.
Para estos dispositivos de protección, el TI debe garantizar la precisión en toda la
curva de disparo del relé hasta 10 veces la corriente ajustada.
ALF real > 20× Ire
Casos especiales:
- si la corriente de cortocircuito máxima es superior o igual a 10 Ire:
ALF real > 2 ×
Ire
Isr
- si la corriente de cortocircuito máxima es inferior a 10 Ire:
ALF real > 2 ×
Isc secundario
Isr
- s i el dispositivo de protección tiene un umbral instantáneo alto que se utiliza
(no aplica a salidas a otros cuadros o acometidas):
ALF real > 2 ×
Ir2
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Ir2
Isr
umbral de ajuste alto instantáneo para el módulo
Guía técnica de MT
I 151
Definición de cuadros MT
Transformador de intensidad
Protección diferencial
Muchos fabricantes de relés de protección diferencial recomiendan TI de tipo PX.
La clase PX suele solicitarse en forma de:
Ek ≤ a • If (Rct + Rb + Rr)
La ecuación exacta la proporciona el fabricante del relé.
Valores que caracterizan al TI
Ek Tensión de punto de Knee en voltios
a
Coeficiente de asimetría
Rct Máx. resistencia en el devanado secundario en ohmios
Rb Resistencia de bucle (línea de alimentación/retorno) en ohmios
Rr Resistencia de los relés no ubicados en la parte diferencial del circuito en ohmios
If
La intensidad de defecto máxima que ve el TI en el circuito secundario para
un defecto fuera de la zona que se va a proteger
If
Isc
Kn
Isc
=
Kn
Corriente de cortocircuito primaria
Relación de transformación del TI
¿Qué valores se deben asignar para determinar Ek?
La corriente de cortocircuito se elige como función de la aplicación:
• diferencial del grupo electrógeno;
• diferencial del motor;
• diferencial del transformador;
• diferencial de barras.
• P
ara un diferencial establecido en el generador:
si se conoce lsc: Corriente de cortocircuito Isc para el generador establecido en su
propia
Relé
TI
G
If
TI
Isc
= K
n
si se conoce la generación Ir: tomaremos
If
=
7×Ir gen
Kn
si el gen Ir es desconocido: tomaremos
If
M
Isr (TI) = 1 o 5 A
• P
ara un diferencial de motor:
si se conoce la corriente de arranque: tomaremos
Relé
TI
= 7×Isr (TI)
TI
If = arranque Isc
If
=
Isc
Kn
si se conoce el motor Ir: vamos a
If
If
152 I Guía técnica de MT
=
7×Ir
Kn
tomar si no se conoce el motor Ir: tomaremos
= 7×Isr (TI)
Isr (TI) = 1 o 5 A
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LPCT:
Transformador de corriente
de baja potencia
Definición de cuadros MT
Transformadores de corriente de baja potencia LPCT
P1
LPCT es un sensor magnético con derivación integrada que proporciona una salida
de tensión (mV) que representa la corriente primaria (A).
LPCT cumple la norma IEC 61869-10. Los LPCT proporcionan funciones de
medición y protección.
Se definen mediante:
• la corriente nominal del primario;
• la tensión secundaria (Usr);
• la intensidad primaria extendida;
• la precisión limita la intensidad primaria o el factor límite de precisión.
Estos tienen una respuesta lineal en un rango de corriente grande y no arrancan
saturarse hasta superar las corrientes que se van a cortar.
Ip
Ejemplos de valores nominales de LPCT
según la norma IEC 61869-10
S1
Vs
Estas características se resumen en las curvas siguientes.
Muestran los límites máximos de error (como valor absoluto) en la corriente
y la fase correspondiente a la clase de precisión de los ejemplos dados.
S2
P2
Ejemplo para la clase de medición 0.5
• Corriente primaria nominal Ipr = 100 A.
• Corriente primaria prolongada nominal Iepr = 1250 A.
• Tensión secundaria Vsn = 22,5 mV (para 100 A en el secundario).
• Precisión de medición clase 0.5:
Los relés de protección LPCT y Sepam y
Easergy P3 y P5 garantizan un rango de
cobertura muy alto y flexibilidad de uso.
Ejemplo: sistema de protección con relés
TLP130 LPCT y Sepam que garantizan un
rango de uso de 5 A a 1250 A.
- error de relación a 0,2 Ipr 0,75 % error de fase a 45 min a 20 A,
- error de relación a 0,5 Ipr 1,5 % error de fase a 90 min a 5 A.
Ambos son dos puntos de medición especificados por la norma.
Ejemplo de protección clase 5P
• Corriente primaria Ipr = 100 A.
• Tensión secundaria Vsn = 22,5 mV.
• Precisión de protección clase 5P: ratio error at 1 % at Ipr y phase error at 60 min.
DM107950
DM105281
Los LPCT (transformadores de intensidad
de baja potencia) cumplen la norma
IEC 61869-10.
Se trata de sensores de corriente con salida
de tensión directa que tienen la ventaja
de tener una amplia gama de aplicaciones,
lo que simplifica la selección.
Módulo
(%)
5%
1,5 %
0,75 %
Módulo
0,5 %
Ip
Fase
(min)
90'
60'
Características de precisión de un LPCT (ejemplo del TLP130
de Schneider Electric):
las clases de precisión se proporcionan para rangos
de corriente ampliados (aquí clase 0.5 para mediciones
de 100 a 1250 A y clase de protección 5P de 1,25 a 40 kA).
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45'
Fase
30'
Ip
5 A 20 A 100 A
1 kA 1,25 kA 10 kA
40 kA
Guía técnica de MT
I 153
Definición de cuadros MT
Transformador de tensión
Características
Podemos dejar un transformador de tensión
en un circuito abierto sin ningún peligro,
pero nunca debe cortocircuitarse.
El transformador de tensión está diseñado para proporcionar al circuito secundario
una tensión secundaria que sea proporcional a la aplicada al circuito primario.
NOTA: La norma IEC 61869-3 define las condiciones que deben cumplir los transformadores
de tensión.
Incluye un bobinado primario, un núcleo magnético, uno o varios embobinados
secundarios, el cual está encapsulado en una resina aislante.
Características
El factor de tensión nominal (FT)
El factor de tensión nominal es el factor por el cual la tensión primaria nominal debe
multiplicarse a fin de determinar la tensión máxima para la cual el transformador
debe cumplir con las recomendaciones específicas de aumento de temperatura
y precisión.
De acuerdo con la disposición de puesta a tierra de la red, el transformador
de tensión debe ser capaz de soportar esta tensión máxima durante el tiempo
necesario para eliminar el defecto.
Valores normales del factor de tensión nominal
Factor
de tensión
nominal
Duración
nominal
Modo de conexión de bobinado principal
y régimen de neutro de la red
1,2
Continuo
1,2
1,5
1,2
1,9
Continuo
30 s
Continuo
30 s
Fase a fase en cualquier red, punto neutro a
tierra para transformadores conectados en
estrella en cualquier red
Fase a tierra neutro a tierra
1,2
1,9
Continuo
8h
Fase a tierra sin neutro a tierra con eliminación
automática de defectos a tierra
Fase a tierra en neutro aislado sin eliminación
automática de defectos a tierra, o en una red
compensada con una bobina de extinción sin
eliminación automática de defectos a tierra
NOTA: es posible reducir las duraciones nominales si así lo acuerdan el fabricante y el usuario.
Por lo general, los fabricantes de transformadores de tensión cumplen con los
siguientes valores:
Fase FT/tierra 1,9 para 8 h y fase FT/fase 1,2 continua.
Tensión primaria nominal (Upr)
De acuerdo a su diseño, los transformadores de tensión estarán conectados:
• fase a tierra
3000 V
√3
/
100 V
√3
Superior
=
Superior
=
U
√3
• o fase a fase
3000 V /
154 I Guía técnica de MT
100 V
U
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Definición de cuadros MT
Transformador de tensión
Características
Tensión secundaria nominal (Usr)
• Para la tensión de fase a fase, la tensión secundaria nominal es de 100 o 110 V (EU).
• Para los transformadores monofásicos que se pretende conectar en una
disposición de fase a tierra, la tensión secundaria nominal debe dividirse por √(3).
E;g;
:
100
√3
Valores estándar para transformadores monofásicos en sistemas
monofásicos o conectados línea a línea en sistemas trifásicos y para
transformadores trifásicos
Application
(Aplicación)
Europa
Usuario (V)
Estados Unidos y Canadá.
Usuario (V)
Sistemas de distribución
Sistemas de transmisión
Circuitos secundarios
extendidos
100 y 110
100 y 110
200
120
115
230
Salida nominal
Expresado en VA, ésta es la potencia aparente que un transformador de tensión
puede proporcionar al circuito secundario cuando se conecta a su tensión
primaria nominal y se conecta a la carga nominal. No debe introducir ningún error
que supere los valores garantizados por la clase de precisión (S = √3 × U × I en
circuitos trifásicos).
Los valores estandarizados son: 10 - 15 - 25 - 30 - 50 - 75 - 100 VA.
Clase de precisión
Esto define los límites de errores garantizados en términos de relación de
transformación y fase bajo las condiciones especificadas de energía y tensión.
Medición según IEC 61869-3
Las clases 0,5 y 1 son adecuadas para la mayoría de los casos, la clase √3 es muy
poco utilizada.
Application (Aplicación)
No se utiliza de manera industrial
Medición precisa
Medición diaria
Medición estadística o instrumental
La medición no requiere gran
precisión
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Clase de
precisión
0,1
0,2
0,5
1
3
Desplazamiento
de fase en min
5
10
20
40
No especificado
Guía técnica de MT
I 155
Definición de cuadros MT
Transformador de tensión
Características
Protección según IEC 61869-3
Existen clases 3P y 6P pero en la práctica solo se utiliza la clase 3P.
La clase de precisión se garantiza para los valores:
• de tensión de entre el 5 % de la tensión primaria y el valor máximo de esta tensión,
que es el producto de la tensión primaria y el factor de tensión nominal (kT × Upr);
• para una carga secundaria de entre el 25 % y 100 % de la salida nominal con un
factor de potencia de 0,8 inductivo.
Clase de
precisión
3P
6P
Error de tensión como ± %
Desplazamiento de fase en
minutos
Entre 5 % Upr
y kT Ÿ Up
Entre 2 %
y 5 % Upr
Entre 5 % Upr
y kT Ÿ Up
Entre 2 %
y 5 % Upr
3
6
6
12
120
240
240
480
Desplazamiento de fase = ver explicación en la siguiente página
Superior
tensión primaria nominal
kT
factor de tensión
Relación de transformación nominal (kr)
kr
=
Superior
Usuario
=
N1
N2
para un TT
Error de relación de tensión (ε)
ε
=
kr×Us-Up
Arriba
× 100
kr
es la tasa de transformación nominal
Arriba
es la tensión primaria real
Us
es la tensión secundaria real cuando se aplica Up bajo las condiciones de
medición
Desplazamiento de fase o error de fase (ε)
Para las tensiones sinusoidales, esta es la diferencia en la fase entre el voltaje
primario (Upr) y los fases de voltaje secundario (Usr), la dirección de los fósforos es
de tal manera que el ángulo es cero para un transformador ideal.
Se expresa en minutos o centígrados de ángulo.
156 I Guía técnica de MT
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Definición de cuadros MT
Transformador de tensión
Características
Salida de limitación térmica nominal
Este es el valor de la potencia aparente a tensión nominal que puede obtenerse
de un bobinado secundario sin exceder los límites de aumento de temperatura
establecidos por las normas.
La salida de limitación térmica nominal debe especificarse en voltios-amperios; los
valores estándar son: 25 - 50 - 100 VA y sus múltiplos decimales, relacionados con
la tensión secundaria nominal con factor de potencia de unidad.
Parte de los transformadores
de medida
Temperatura θ (°C) (θ - θn) con
θn = 40 °C (K)
Contactos (consulte el punto 4)
transformadores de medida en baño de aceite
aceite superior
90
50
aceite superior, herméticamente sellado 95
55
promedio de bobinado
100
60
promedio de bobinado,
105
65
herméticamente sellado
otras piezas metálicas
Como para
Como para
en contacto con aceite
bobinado
bobinado
Transformadores de medida sólidos o aislados de gas
bobinado (promedio) en contacto con materiales aislantes de las siguientes clases(1):
SÍ
85
45
A
100
60
E
115
75
B
125
85
F
150
110
H
175
135
Otras piezas metálicas en
Como para
Como para
contacto con las clases
bobinado
bobinado
de material aislante anteriores
Conexión atornillada o equivalente
Aleación de cobre sin recubrimiento o aleación de aluminio sin aislamiento
en aire
90
50
en SF6
115
75
en aceite
100
60
Revestimiento plata o níquel
en aire
115
75
en SF6
115
75
en aceite
100
60
Revestimiento de color
en aire
105
65
en SF6
105
65
en aceite
100
60
(1) Definiciones de clase aislante de acuerdo con la norma IEC 60085.
El aumento de temperatura de un transformador de tensión a la tensión
especificada, a la frecuencia nominal y a la carga nominal, o a la carga nominal
más alta si hay varias cargas clasificadas, en cualquier factor de potencia entre
0,8 retardado y unidad, no excederá el valor apropiado dado en la tabla anterior
de IEC 61869-1:2007.
Cuando el transformador está equipado con un tanque conservador o tiene un
gas inerte por encima del aceite, o está herméticamente sellado, el aumento de
temperatura del aceite en la parte superior del tanque o de la carcasa no debe
exceder los 55 K.
Cuando el transformador no está instalado ni organizado tan bien, el aumento
de temperatura del aceite en la parte superior del tanque o la carcasa no debe
exceder 50 K.
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Guía técnica de MT
I 157
Definición de cuadros MT
El LPVT (transformadores de bajo voltaje)
cumple con la norma IEC 61869-11.
Son sensores de tensión con salida directa
de bajo voltaje. Los monitores LPVT son más
pequeños y fáciles de integrar en una celda
de MT que los de TT estándar.
LPVT:
Transformadores de tensión
de baja potencia
Transformadores LPVT de baja tensión
Los LPVT son sensores de tensión específicos con salida de tensión directa del
tipo "Transformadores de bajo voltaje", de acuerdo con la norma IEC 61869-11.
LPVT proporciona funciones de medición y protección.
Se definen por:
• la tensión primaria nominal;
• la tensión secundaria nominal.
Ejemplos de clasificaciones LPVT de acuerdo con la norma
IEC 61869-11
Las características que se presentan a continuación son un ejemplo de un LPVT
que aplica para un amplio rango de tensión primaria.
R1
Ejemplo para medición clase 0.5
• Tensión primaria nominal (Upr): 20/√3 kV.
• Rango de tensión primaria (Upmin - Upmax): de 3/√3 kV a 22/√3 kV.
• Tensión secundaria nominal (Usuario): 3,25/√3 V a 20/√3 kV.
precisión en:
- módulo de tensión primaria 0,5 % (error ± 0,5 %),
- la fase de tensión primaria 20 min (error ± 20 minutos) en un rango de 80 % Upmin
a 120 % de Upmax (de 0,8*3/√3 kV a 1,2*22/√3 kV)
R2
Ejemplo de protección clase 3P
• Tensión primaria nominal Superior: 20/√3 kV.
• Rango de tensión primaria (Upmin - Upmax): de 3/√3 kV a 22/√3 kV.
• Clase 3P:
precisión en:
- módulo de tensión primaria 3 % (error ± 3 %),
- la fase de tensión primaria 120 min (error ± 120 minutos) sobre un rango de 5 %
Upmin a 190 % de Upmax (de 0,05*3/√3 kV a 1,9*22/√3 kV).
Arriba
Us
Divisor resistivo
158 I Guía técnica de MT
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Definición de cuadros MT
Desclasificación
Desclasificación del aislamiento según
la altitud - Disminución de la corriente
nominal según la temperatura
Ejemplo de aplicaciones
¿Se puede instalar un equipo con una tensión nominal
de 24 kV a 2500 metros?
La tensión de resistencia a impulsos necesaria en el sitio
es de 125 kV. La resistencia a la frecuencia de potencia
de 50 Hz es de 50 kV 1 min.
Para m = 1 (ver cláusula en dieléctrico)
Para 2500 m
• k es igual a 0,83
• la resistencia al impulso debe ser: 125/0,83 = 150,6 kV
• la resistencia a la frecuencia de potencia de 50 Hz debe ser:
50/0,83 = 60,2 kV
No, no puede. El equipo de 24 kV no puede instalarse a
2500 cuando está diseñado para una altitud máxima de
1000 m.
Las clasificaciones del equipo instalado deben ser:
• tensión nominal = 36 kV
• resistencia nominal de impulsos = 170 kV
• tensión de resistencia de frecuencia de potencia
nominal a 50 Hz = 70 kV
NOTA: En algunos casos, se puede usar equipo de 24 kV
si se cuenta con test de ensayos adecuados que prueben
el cumplimiento de la solicitud.
Las diversas normas o recomendaciones imponen límites de validez a las
características del producto. Las condiciones normales de uso se describen
en el capítulo "Interruptor automático de media tensión".
Más allá de estos límites, es necesario reducir ciertos valores, en otras palabras
para disminuir la velocidad del dispositivo. Se debe considerar la reducción:
• en cuanto al nivel de aislamiento, para altitudes superiores a 1000 metros;
• en cuanto a la corriente nominal, cuando la temperatura ambiente excede 40 °C
y para un índice de protección sobre IP3X (ver capítulo en 'Índice de protección').
Estos diferentes tipos de desclasificación pueden acumularse si es necesario.
NOTA: no existen normas que se refieran específicamente a la reducción de la capacidad
nominal.
Sin embargo, en el cuadro 3 de la IEC 62271-1 se abordan los aumentos de temperatura y
se establecen los valores de temperatura límite que no se superarán en función del tipo de
dispositivo, los materiales y los dieléctricos utilizados.
Desclasificación del aislamiento según
la altitud
Las normas establecen un ajuste de parámetros para todos los equipos
instalados a una altitud superior a los 1000 metros.
Como regla general, tenemos que disminuir en un 1,22 % (98,8 %) U de pico cada
100 metros por encima de 1000 metros.
Esto aplica para la tensión de resistencia a los impulsos de rayos y la tensión de
resistencia a la frecuencia de potencia de 50 Hz - 1 min. La altitud no afecta la
resistencia dieléctrica de los polos del interruptor automático cuando estos se
encuentran en una envolvente sellada.
Sin embargo, se debe tener en cuenta la reducción cuando el interruptor
automático se instala en las celdas. En este caso, el aislamiento externo está en
aire.
Schneider Electric usa coeficientes de corrección:
• para interruptores automáticos no instalados en celdas, use la siguiente tabla;
• para los interruptores en celdas, consulte la guía de selección de celdas (posible
desclasificación según diseño de la tabla).
Excepción de algunos mercados donde la reducción comienza desde cero metros
donde hay norma que define factores como en la IEEE C37.20.9 (consulte la
siguiente tabla).
Altitud (m)
1000 m (3300 pies) e inferior
1500 m (5000 pies)
3000 m (10 000 pies)
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Factor
de tensión
Factor
de corriente
1,00
0,95
0,80
1,00
0,99
0,96
Guía técnica de MT
I 159
Desclasificación
Definición de cuadros MT
Desclasificación del aislamiento según
la altitud - Disminución de la corriente
nominal según la temperatura
Corriente continua disminuyendo por
encima de 1000 m de altitud
IEC 62271-1:2017/A1:2021 proporciona factores de desclasificación de corriente
continua para considerar la capacidad de enfriamiento por aire atmosférico de
menor convección para evitar exceder la temperatura máxima del conductor Ø máx.
Estos valores provienen de la norma IEC/TR 60943: Informe de 2009. El efecto
de la altitud sobre la corriente continua es diferente al de la tensión nominal. La
reducción de la corriente continua depende del impacto en la convección, donde
IEC 60943-1 supone que no hay impacto para su uso por debajo de 2000 m como
altitud, mientras que entre 2000 m y 4000 m la precaución se considerará como sigue:
(a) El aire ambiente máximo no debe exceder los siguientes valores:
Altitud (m)
DM107932
0-2000
2000-3000
3000-4000
K Corriente
1
0,95
0,9
0,85
0,8
0,75
0,7
0,65
0,6
1000
2000
3000
4000
5000
1,00
0,98
0,96
0,94
0,92
0,90
0,88
0,86
0,84
0,82
0,80
6000
Temperatura ambiente máxima (°C)
40
30
25
(b) Si se va a utilizar una unidad con enfriamiento por aire a una altitud entre 2000 m
y 4000 m, la temperatura aumenta medida durante una prueba normal
a una altitud inferior a 2000 m no superará a la de la tabla 14 del IEC 62271-1
(Tabla 6 IEC TR 60943:2008) se reduce en un 1 % por cada 100 m que supere
los 2000 m de altitud del sitio de la instalación.
(c) Si se mantienen las condiciones de servicio de la IEC 62271-1:2017
especificando una temperatura ambiente máxima a 40 °C, se aplicarán los
aumentos máximos de temperatura permitidos de la IEC 6271-1:2017 reducidos
en un 1 % cada 100 m y se mencionará la reducción para el aumento de
temperatura y la corriente asociada en el. siguiente gráfica.
(d) Sin embargo, si la temperatura ambiente máxima no excede los valores
mencionados en a) la corrección en el aumento de temperatura antes
mencionado, por lo general es innecesaria debido a que el aumento de
temperatura en la altitud debido al menor efecto de enfriamiento del aire se
compensa por la reducción de la temperatura ambiente máxima en altitud. Por
lo tanto, la temperatura final no se modifica en absoluto en una corriente dada.
De hecho, este aumento de temperatura depende de tres parámetros:
• la corriente nominal;
• la temperatura ambiente;
• el tipo de celda y su IP (índice de protección).
La desclasificación se realizará de acuerdo con las tablas de selección de la celda,
porque los conductores fuera de los seccionadores actúan para radiar y disipar
calorías.
160 I Guía técnica de MT
schneider-electric.com
schneider-electric.com
Guía técnica de MT
I 161
Unidades de medida
162 I Guía técnica de MT
schneider-electric.com
Nombres y símbolos de las unidades
de medida del SI
schneider-electric.com
164
Unidades básicas
164
Unidades y magnitudes comunes
165
Correspondencia entre unidades imperiales y unidades del sistema
internacional (SI)
167
Guía técnica de MT
I 163
Unidades de medida
Nombres y símbolos de las
unidades de medida del SI
Unidades básicas
Magnitud
Unidades básicas
Largo
Masa
requerido
Corriente eléctrica
Temperatura
termodinámica(2)
Cantidad de materia
Intensidad lumínica
Unidades adicionales
Ángulo (ángulo plano)
Ángulo sólido
Símbolo de Batería
magnitud(1)
Símbolo
Dimensiones
de la unidad
l, (L)
m
L
m
t
I
T
Central
de medida
Kilogramo
Segunda
Amperio
Kelvin
kg
s
A
K
M
T
I
Q
n
I, (Iv)
Mol
Candela
mol
cd
N
J
α, β, γ, etc.
Ω, (ω)
Radián
rad
Estereorradián sr
A
W
(1) También se puede utilizar el símbolo entre paréntesis
(2) La temperatura Celsius t se relaciona con la temperatura termodinámica T por la relación:
t = T - 273,15
164 I Guía técnica de MT
schneider-electric.com
Unidades de medida
Nombres y símbolos de las
unidades de medida del SI
Unidades y magnitudes comunes
Nombre
Símbolo Dimensiones Unidad SI: nombre (símbolo)
Comentarios y otras unidades
Magnitud: espacio y tiempo
Largo
l, (L)
L
Metro (m)
Área
A, (S)
L2
Metro cuadrado (m2)
Volume (volumen)
Ángulo plano
V
α, β, γ,
etc.
L3
N/D
Metro cúbico (m3)
Radián (rad)
Ángulo sólido
requerido
Ω, (ω)
t
N/D
T
Estereorradián (sr)
Segundo (s)
Speed (velocidad)
Aceleración
Velocidad angular
Aceleración angular
v
a
ω
α
L T-1
L T-2
T-1
T-2
Magnitud: masa
Masa
m
M
Kilogramo (kg)
ρ1
ρA' (ρs)
L-1 M
L-2 M
Kilogramo por metro (kg/m)
Kilogramo por metro cuadrado (kg/m2)
ρ
L-3 M
Kilogramo por metro cúbico (kg/m3)
v
ρB
L3 M-1
M L-3
Densidad másica lineal
Densidad másica
superficial
Densidad másiva
volúmica
Volumen por masa
Concentración
Centímetro (cm): 1 cm = 10-2 m (las micras ya no
deben usarse, sino el micrómetro (μm)
Área (a): 1 a = 102 m2
Hectárea (ha): 1 ha = 104 m2 (medida agrícola)
Gradián (gr.): 1 gr = 2π rad/400
Revolución (rev.): 1 tr = 2π rad
Grado (°): 1° = 2π rad/360 = 0,017 453 3 rad
Minuto ('): 1' = 2π rad/21 600 = 2,908 882 Ÿ 10-4 rad
Segundo ("): 1" = 2π rad/1 296 000 = 4,848 137 Ÿ 10-6 rad
Minuto (min)
Hora (h)
Día (d)
Metro por segundo (m/s)
Revoluciones por segundo (rev/s): 1 tr/s = 2 π rad/s
Metro por segundo al cuadrado (m/s2) Aceleración debido a la gravedad: g = 9,806 65 m/s2
Radianes por segundo (rad/s)
Radianes por segundo al cuadrado
(rad/s2)
Gramo (g): 1 g = 10-3 kg
Tonelada (t): 1 t = 103 kg
Densidad
d
Magnitud: fenómenos periódicos
Periodo
T
Frecuencia
f
ϕ
Cambio de fase
λ
Longitud de onda
N/D
Metro cúbico por kilogramo (m3/kg)
Kilogramo por metro cúbico (kg/m3) Concentración por masa del componente B
(según NF × 02-208)
N/D
d = ρ/ρ agua
T
T-1
N/D
L
Segundo (s)
Hertz (Hz)
Radián (rad)
Metro (m)
Nivel de potencia
N/D
Decibelios (dB)
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Lp
1 Hz = 1s-1, f = 1/T
No se permite el uso del angström (10-10 m).
Se recomienda el uso de un factor de nanómetro (10-9 m)
λ = c/f = cT (c = veloridad de la luz)
Guía técnica de MT
I 165
Unidades de medida
Nombres y símbolos de las
unidades de medida del SI
Unidades y magnitudes comunes
Símbolo Dimensiones Unidad SI: nombre (símbolo)
Comentarios y otras unidades
Magnitud: mecánica
Fuerza
Peso
Momento de la fuerza
Tensión superficial
Trabajo
Energía
Nombre
F
G, (P, W)
M, T
γ, σ
W
E
L M T-2
Newton
1 N = 1 m × kg/s2
L2 M T-2
M T-2
L2 M T-2
L2 M T-2
Newton-metro (N.m)
Newton por metro (N/m)
Julio (J)
Julio (J)
Potencia
Presión
Viscosidad dinámica
Viscosidad cinética
P
σ, τ p
η, µ
ν
L2 M T-3
L-1 M T-2
L-1 M T-1
L2 T-1
Vatios (W)
Pascal (Pa)
Pascal-segundo (Pa.s)
Metro al cuadrado por segundo
(m2/s)
Kilogramo-metro por segundo
(kg × m/s)
N.m y no m.N para evitar confusiones
1 N/m = 1 J/m2
1 J: 1 N m = 1 Ws
Vatios-hora (Wh): 1 Wh = 3,6 × 103 J
(utilizado para determinar el consumo eléctrico)
1 W = 1 J/s
1 P = 10-1 Pa.s (P = potencia, unidad CGS)
1 P = 10-1 Pa.s (P = potencia, unidad CGS)
1 St = 10-4 m2/s (St = pilas, unidad CGS)
Cantidad de movimientop
L M T-1
Magnitud: electricidad
Corriente
I
I
Carga eléctrica
Q
TI
Potencial eléctrico
V
L2 M T-3 I-1
Campo eléctrico
E
L M T-3 I-1
Resistencia eléctrica
R
L2 M T-3 I-2
Conductividad eléctrica G
L-2 M-1 T3 I2
Capacitancia eléctrica C
L-2 M-1 T4 I2
Inductancia eléctrica
L
L2 MT-2 I-2
Magnitud: electricidad, magnetismo
Inducción magnética
B
M T-2 I-1
Φ
Flujo de inducción
L2 M T-2 I-1
magnética
Magnetización
Hi, M
L-1 I
Campo magnético
H
L-1 I
Fuerza magnetomotriz F, Fm
I
ρ
Resistividad
L3 M T-3 I-2
γ
Conductividad
L-3 M-1 T3 I2
ε
Permitividad
L-3 M-1 T4 I2
Activo
P
L2 M T-3
Potencia aparente
S
L2 M T-3
Potencia reactiva
Q
L2 M T-3
Magnitud: electricidad, magnetismo
θ
Temperatura
T
termodinámica
θ
Temperatura Celsius
t, θ
Energía
E
L2 M T-2
Capacidad calorífica
C
L2 M T-2 θ-1
Entropía
S
L2 M T-2 θ-1
Capacidad térmica
c
L2 T-2 θ-1
específica
Conductividad térmica λ
L M T-3 θ-1
Cantidad de calor
Q
L2 M T-2
Φ
Flujo térmico
L2 M T-3
Potencia térmica
P
L2 M T-3
Coeficiente
hr
M T-3 θ-1
de radiación térmica
166 I Guía técnica de MT
Amperio (A)
Coulomb (C)
Voltio (V)
Voltio por metro (V/m)
Ohmios (Ω)
Siemens (S)
Farad (F)
Henry (H)
Tesla (T)
Weber (Wb)
Amperio por metro (A/m)
Amperio por metro (A/m)
Amperio (A)
Ohm-metro (Ω.m)
Siemens por metro (S/m)
Faradio por metro (F/m)
Vatios (W)
Voltamperio (VA)
var (var)
p = mv
1 C = 1 A.s
1 V = 1 W/A
1 Ω = 1 V/A
1 S = 1 A/V = 1 Ω-1
1 F = 1 C/V
1 H = 1 Wb/A
1 T = 1 Wb/m2
1 Wb = 1 V.s
1 µΩ.cm2/cm = 10-8 Ω.m
1 W = 1 J/s
Kelvin (K)
Kelvin y no grados Kelvin o °Kelvin
Grados Celsius (°C)
Julio (J)
Julio por Kelvin (J/K)
Julio por Kelvin (J/K)
Vatios por kilogramo-Kelvin
(J/(kg.K))
Vatios por metro-Kelvin (W/(m.K))
Julio (J)
Vatios (W)
Vatios (W)
Vatios por metro cuadrados-Kelvin
(W/(m2 × K))
t = T - 273,15
1 W = 1 J/s
schneider-electric.com
Unidades de medida
Nombres y símbolos de las
unidades de medida del SI
Correspondencia entre unidades imperiales
y unidades del sistema internacional (SI)
Nombre
Unidad SI:
nombre (símbolo)
Unidad SI:
nombre (símbolo)
Unidad SI:
nombre (símbolo)
Aceleración
Pies por segundo al cuadrado
Capacidad calórica Unidad térmica británica por libra
Capacidad de calor Unidad térmica británica por metro de órbita
grados Fahrenheit
Unidad térmica británica por (libra.grados Fahrenheit)
pies/s2
Btu/Ib
Btu/ft3.°F
1 ft/s2 = 0,304 8 m/s2
1 Btu/Ib = 2,326 × 103 J/kg
1 Btu/ft3.°F = 67,066 1 × 103 J/m3.°C
Btu/Ib°F
Campo magnético
Conductividad
térmica
Energía
Energía (par)
Oe
Btu/ft2.h.°F
1 Btu/Ib.°F = 4,186 8 × 103 J
(kg.°C)
1 Oe = 79,577 47 A/m
1 Btu/ft2.h.°F = 5,678 26 W/(m2.°C)
Btu
Ibf/ft
Ibf.in
Btu/ft2.h
Btu/s
Ibf
ft, '
in, "
milla
yd
oz
Ib
Ib/ft
Ib/in
Ib/ft2
Ib/in2
Ib/ft3
Ib/in3
Ib.ft2
ft H2 O
en H2O
Ibf/ft2
Ibf/in2 (psi)
Btu/h
pies cuadrados, ft2
sq.in, in2
°F
°R
Ibf.s/ft2
Ib/ft.s
cu.ft
cu.in, in3
fl oz (Reino Unido)
fl oz (US)
gal (Reino Unido)
gal (EE. UU.)
1 Btu = 1,055 056 × 103 J
1 Ibf.ft = 1,355 818 J
1 Ibf.in = 0,112 985 J
1 Btu/ft2.h = 3,154 6 W/m2
1 Btu/s = 1,055 06 × 103 W
1 Ibf = 4,448 222 N
1 ft = 0,304 8 m
1 pulg. = 25,4 mm
1 milla = 1,609 344 km
1852 m
1 yd = 0,914 4 m
1 oz = 28,349 5 g
1 Ib = 0,453 592 37 kg
1 Ib/ft = 1,488 16 kg/m
1 Ib/in = 17,858 kg/m
1 Ib/ft2 = 4,882 43 kg/m2
1 Ib/in2 = 703,069 6 kg/m2
1 Ib/ft3 = 16,018 46 kg/m3
1 Ib/in3 = 27,679 9 × 103 kg/m3
1 Ib.ft2 = 42,140 gm2
1 ft H2O = 2,989 07 × 103 Pa
1 en H2O = 2,490 89 × 102 Pa
1 Ibf/ft2 = 47,880 26 Pa
1 Ibf/pulg.2 = 6,894 76 • 103 Pa
1 Btu/h = 0,293 071 W
1 pies cuadrados = 9,290 3 × 10-2 m2
1 sq.in = 6,451 6 × 10-4 m2
TK = 5/9 (q °F + 459,67)
TK = 5/9 q °R
1 Ibf.s/ft2 = 47,880 26 Pa.s
1 Ib/ft.s = 1,488 164 Pa.s
1 cu.ft = 1 ft3 = 28,316 dm3
1 en3 = 1,638 71 × 10-5 m3
fl oz (Reino Unido) = 28,413 0 cm3
fl oz (US) = 29,573 5 cm3
1 gaz (Reino Unido) = 4,546 09 dm3
1 gaz (EE.UU.) = 3,785 41 dm3
Oersted
Unidad térmica británica por pie cuadrado,
hora y grado Fahrenheit
Unidad térmica del Reino Unido
Libra de fuerza
Libra de fuerza-pulgada
Flujo térmico
Unidad térmica británica por metro cuadrado-hora
Unidad térmica británica por segundo
Fuerza
Libra-fuerza
Largo
Pie
Pulgada(1)
Milla (Reino Unido)
Nudo
Yarda(2)
Masa
Onza
Libra
Densidad másica
Libra por pie
lineal
Libra por pulgada
Densidad másica
Libra por pie cuadrado
superficial
Libra por pulgada cuadrada
Densidad másica
Libra por pie cúbico
volúmica
Libra por pulgada cúbica
Momento de inercia Libra de pies cuadrados
Presión
Pie de agua
Pulgada de agua
Presión - estrés
Libra de fuerza por pie cuadrado
Libra de fuerza por pulgada cuadrada(3)
Potencia calorífica Unidad térmica británica por hora
Superficie
Pie cuadrado
Pulgada cuadrada
Temperatura
Grado Fahrenheit(4)
Grado Rankine(5)
Viscosidad
Libra de fuerza-segundo por pie cuadrado
Libra por pie de segundo
Volume (volumen)
Pie cúbico
Pulgada cúbica
Onza de fluido (Reino Unido)
Onza de fluido (EE. UU.)
Galón (Reino Unido)
Forzar
Galón (EE. UU.)
(1) 12 in = 1 ft
(2) 1 yd = 36 in = 3 ft
(3) O p.s.i.: libra de fuerza por pulgada cuadrada
(4) TK = temperatura en kelvin con q°C = 5/9 (q°F - 32)
(5) °R = 5/9 °K
schneider-electric.com
Guía técnica de MT
I 167
Normas
168 I Guía técnica de MT
schneider-electric.com
schneider-electric.com
Las normas mencionadas en este documento
170
Comparación IEC - ANSI/IEEE
172
Proceso de armonización
IEC-ANSI/IEEE
172
IEC - Discrepancias mayores ANSI
174
Guía técnica de MT
I 169
Normas
PM107719
¿Dónde puede pedir publicaciones IEC?
Oficina central IEC
3, rue de Varembé
CH - 1211 Ginebra 20 Suiza
www.iec.ch
Bienvenido al almacén web de IEC
La Comisión Electrotécnica Internacional
es el organismo internacional de normas
y de evaluaciones de conformidad para
todos los campos de la electrotecnología.
170 I Guía técnica de MT
Las normas mencionadas en
este documento
Transformador de corriente electrónico LPCT
Transformador de tensión electrónico LPVT
Técnicas de pruebas de alta tensión
Definiciones generales y requisitos de las pruebas
Coordinación de aislamiento: Guía de aplicación
Transformadores de potencia - Parte 11: transformadores secos
Transformadores de potencia - Parte 12: guía de carga para
transformadores de potencia de tipo seco
Transformadores de potencia - Parte 13: transformadores
líquidos autoprotegidos
Transformadores de potencia - Parte 15: transformadores
de potencia llenos de gas
Transformadores de potencia - Parte 16: transformadores para
aplicaciones de turbinas eólicas
Transformadores de potencia - Parte 6: reactores
Transformadores de potencia - Parte 7: guía de carga para
transformadores de potencia en baño de aceite mineral
Fusibles de alta tensión - Parte 1: fusibles de limitación
de corriente
Aplicaciones ferroviarias - Transformadores de tracción
e inductores en material rodante a bordo
Grados de protección de las carcasas
Clasificación de las condiciones ambientales. Parte 3-3:
clasificación de grupos de parámetros ambientales y su
gravedad - Uso estacionario en ubicaciones protegidas
contra condiciones meteorológicas
Clasificación de las condiciones ambientales.
Parte 3: clasificación de grupos de parámetros ambientales
y su gravedad. Sección 4: uso estacionario en ubicaciones
no protegidas por la intemperie
Cálculo de las corrientes de cortocircuito en sistemas
de CA trifásicos
Transformadores convertidores - Parte 1: transformadores
para aplicaciones industriales
Transformadores de convector - Parte 2: transformadores
para aplicaciones de HVDC
Transformadores de medida - Parte 1: requisitos generales
Transformadores de corriente
Transformadores de tensión inductivos
Instalaciones de potencia superiores a 1 kV CA. Parte 1: reglas comunes
Grados de protección de las celdas para equipos eléctricos
contra impactos mecánicos externos (código IK)
Panel de conmutación y panel de control de alta tensión Parte 1: Especificaciones comunes
Panel de conmutación y panel de control de alta tensión Parte 100: Seccionadores automáticos de corriente alterna
Panel de conmutación y panel de control de alta tensión Parte 102: seccionadores de corriente alterna e seccionadores
de puesta a tierra
Panel de conmutación y panel de control de alta tensión Parte 103: cuadro es para tensiones nominales por encima
de 1 kV hasta 52 kV inclusive
Panel de conmutación y panel de control de alta tensión Parte 105: Combinaciones de fusibles y cuadroes de corriente
alterna para tensiones nominales superiores a 1 kV hasta 52 kV
inclusive
Conmutación de carga inductiva
IEC 61869-10
IEC 61869-11
IEC 60060-1
IEC 60071-2
IEC 60076-11
IEC 60076-12
IEC 60076-13
IEC 60076-15
IEC 60076-16
IEC 60076-6
IEC 60076-7
IEC 60282-1
IEC 60310
IEC 60529
IEC 60721-3-3
IEC 60721-3-4
IEC 60909-0
IEC 61378-1
IEC 61378-2
IEC 61869-1
IEC 61869-2
IEC 61869-3
IEC 61936-1
IEC 62262
IEC 62271-1
IEC 62271-100
IEC 62271-102
IEC 62271-103
IEC 62271-105
IEC 62271-110
schneider-electric.com
Normas
Las normas mencionadas en
este documento
Diseño ecológico para productos eléctricos y
electrónicos
Declaración de materiales para productos de y para la
industria electrotécnica
Panel de conmutación y panel de control de CA, con
envolvente metálica, para tensiones nominales
superiores a 1 kV y hasta 52 kV inclusive
Panel de conmutación y panel de control de alta
tensión - Parte 202:
subestación prefabricada de alta tensión/baja tensión
Panel de conmutación y panel de control de alta
tensión - Parte 306: guía de IEC 62271-100, IEC 62271-1
y otras normas IEC relacionadas con seccionadores
automáticos de corriente alterna
Directrices para la evaluación de los productos con
respecto a las restricciones de uso de sustancias en
productos eléctricos y electrónicos
Directrices para la información del final de la vida útil
proporcionada por fabricantes y recicladores y para el
cálculo de la tasa de reciclabilidad de equipos eléctricos
y electrónicos
Guía tutorial y de aplicación para fusibles de alta tensión
Panel de conmutación y panel de control de alta
tensión - Parte 304: Clasificación de panel de
conmutación y panel de control interior cerrado para
tensiones nominales superiores a 1 kV hasta 52 kV
inclusive relacionadas con el uso en condiciones de
servicio especiales con respecto a la condensación
y la contaminación
Selección y dimensionamiento de aislantes de
alta tensión destinados a utilizarse en condiciones
contaminadas - Parte 1 - Definiciones, información
y principios generales
Procedimiento de prueba estándar IEEE para
seccionadores automáticos de alta tensión
de CA con valor nominal de corriente simétrica
Norma IEEE de requisitos comunes para aparamenta
de alta tensión con valor nominal superior a 1000 V
Norma IEEE para panel de conmutación recubierto
de metal
Norma IEEE para panel de conmutación de
seccionadores con envolvente metálica (1 kV-38 kV)
Etiquetas y declaraciones ambientales - Declaraciones
ambientales de tipo III - Principios y procedimientos
Corrosión de metales y aleaciones - Corrosividad de las
atmósferas - Clasificación, determinación y estimación
Celdas para equipos eléctricos (1000 V como máximo)
Norma de seguridad eléctrica en el lugar de trabajo®
schneider-electric.com
IEC 62430
IEC 62474
IEC 62271-200
IEC 62271-202
IEC/TR 62271-306
IEC/TR 62476
IEC/TR 62635
IEC/TR 62655
IEC/TS 62271-304
IEC/TS 60815-1
IEEE C37.09
IEEE C37.100.1
IEEE C37.20.2
IEEE C37.20.3
ISO 14025
ISO 9223
NEMA 250
NFPA 70 E
Guía técnica de MT
I 171
Comparación IEC - ANSI/IEEE
Normas
Proceso de armonizacion IEC-ANSI/IEEE
Básicamente, las diferencias entre las normas IEC y ANSI/IEEE proceden
de sus filosofías respectivas.
Las normas IEC se basan en un enfoque funcional. Los dispositivos se definen
por su rendimiento y esto permite diversas soluciones tecnológicas.
Las normas ANSI/IEEE se basaban en la descripción de las soluciones
tecnológicas. El sistema legal utiliza estas soluciones como "requisitos de
seguridad y de servicio mínimos".
Durante años, las organizaciones IEC y ANSI/IEEE han iniciado un proceso de
armonización en algunos temas. Esto se ve ahora respaldado por un acuerdo
conjunto sobre el proyecto de desarrollo de la norma IEC-IEEE establecido en
2008. Debido al proceso de armonización, las normas se encuentran actualmente
en una fase de transición.
Esta armonización permite simplificar la norma en lugares donde existen
diferencias "menores". Esto se aplica específicamente a las definiciones de
intensidad de cortocircuito y tensiones de recuperación transitorias.
ANSI/IEEE ha desarrollado normas para aplicaciones especiales como, por
ejemplo, los "automatismos de reenganche" y los "seccionadores automáticos de
generador". Estos documentos se han transformado en normas IEC equivalentes
después de la armonización de definiciones y calificaciones. La armonización no
debe entenderse como unificación. Las normas IEC e IEEE son, por naturaleza,
organizaciones muy diferentes. La estructura del primero se basa en los Comités
Nacionales, mientras que el último se basa en los Individuos. Por lo tanto, IEC y
ANSI/IEEE conservarán también sus propias normas armonizadas revisadas en el futuro.
Las características físicas diferentes de la red (líneas aéreas o redes de cables,
o aplicación en exteriores) y los hábitos locales (valores nominales y frecuencias
de tensión) continuarán imponiéndose limitaciones al equipo del panel de
conmutación.
Tensiones nominales
Consulte el capítulo correspondiente.
DM105264
Armonización TRV
Envolvente del sistema
de línea TRV
Sobre TRV sistema cable
Uno de los objetivos principales era definir pruebas comunes de conmutación
y ruptura en las normas IEC y ANSI/IEEE.
Desde 1995 se han tomado tres medidas principales:
• Armonización de TRVs para pruebas de ruptura de seccionadores con
clasificación de 100 kV o más;
• Armonización de TRVs para pruebas de ruptura de seccionadores con
clasificación inferior a 100 kV;
• Armonización de calificaciones y requisitos de prueba para conmutación
de corriente capacitiva.
IEC introdujo 2 clases de seccionadores automáticos, definidos por 2
características TRV en IEC 62271-100 (2021) y en ANSI/IEEE ver C37.04
• S1 para sistemas de cables.
• S2 para sistemas de línea.
Como algunos seccionadores S2 de tensión por debajo de 52 kV pueden estar
conectados directamente a una línea aérea, deben pasar una prueba de defecto
de línea corta.
Clases de seccionadores automáticos
Sistema
de cables
Sistema
de línea
Sistema
de cables
172 I Guía técnica de MT
Clase S1
SLF?
No
Clase S2 Conexión directa
a la línea aérea
Clase S2 Conexión directa
a la línea aérea
Sí
Sí
schneider-electric.com
Normas
Comparación IEC - ANSI/IEEE
Proceso de armonizacion IEC-ANSI/IEEE
Conmutación capacitiva
Las pruebas de conmutación capacitiva también están armonizadas.
Se introdujo la clase C1 de seccionadores con baja probabilidad de paros y una
nueva clase C2 de seccionadores con muy baja probabilidad de paro. Los valores
nominales y los criterios de aceptación siguen siendo diferentes para las dos normas
IEEE tendrá una clasificación C0.
Producto ensamblado
No existe armonización para los productos ensamblados.
Entre los productos ensamblados se incluyen cuadros de transferencia de MT con
envolvente o aislante metálico o cuadros de transferencia aislados de gas. Hoy en
día, no existe ninguna acción coordinada para armonizar las normas de montaje en
IEC y IEEE/ANSI. Por lo tanto, persisten muchas diferencias destacadas. Estos son
causados por hábitos de red y locales como se mencionó anteriormente.
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Guía técnica de MT
I 173
Normas
Comparación IEC - ANSI/IEEE
IEC - Discrepancias mayores ANSI
Diferencias identificadas
Se enumeran dos categorías principales, según las influencias en el diseño o en las
pruebas de calificación. En cada caso de diferencia de diseño, debe quedar claro
si el punto es un requisito que existe en un sistema y no en el otro, o si un requisito
se expresa de manera conflictiva entre los dos sistemas.
Para las diferencias en los procedimientos de prueba, la pregunta se refiere a la posibilidad
de cubrir los requisitos de un sistema mediante la calificación según el otro sistema.
Una de las principales diferencias en los dos sistemas, especialmente en la gama
de MT, es la necesidad de contar con una certificación de testigos de terceros.
Esto también incluye servicios de "seguimiento".
Este programa se denomina etiquetado.
Valores nominales
ANSI/IEEE tiene dos características en la estructura de clasificación; requerimiento
y valores preferidos.
Los requerimientos son no negociables y las calificaciones preferidas son valores
obtenidos cuando se cumple el requisito.
C37.20.2, que cubre el cuadro de distribución metálico, considera una
clasificación mínima de embarrado de 1200 A para metal-clad (extraíble).
La resistencia a cortocircuitos se expresa de dos maneras distintas:
• IEC define el valor rms del componente alternativo (duración a asignar) y el valor
máximo (2,5);
• ANSI define el valor rms para el componente alternativo durante 2 segundos, y la
'corriente momentánea' que significa el valor rms, incluyendo el componente DC,
durante el primer pico mayor (2.6 o 2.7).
C37.20.3, que cubre seccionadores encerrados de metal, considera que la
duración 'normal' de la corriente de corta duración es de 2 s (el valor preferido
para el IEC es de 1 s).
Diseño
• M
áx. las temperaturas permitidas son diferentes; la norma IEC 62271-1 establece
la referencia para la IEC; la referencia para ANSI la proporciona IEEE C37.100.1,
así como C37.20.2, C37.20.3, C37.20.4.
- los aumentos aceptables de temperatura son mucho menores en ANSI que en IEC.
Por ejemplo, para las uniones de cobre sin recubrimiento, el C37.20.3 (& C37.20.4)
especifica un valor máximo. Temperatura de revisión de 70 °C, mientras que IEC
acepta hasta 90 °C. Además, ANSI considera todos los materiales de revestimiento
como equivalentes (estaño, plata, níquel) mientras que IEC especifica diferentes
valores aceptables. ANSI/IEEE requiere que se utilice el límite inferior de
temperatura cuando se imprimen dos superficies de contacto diferentes.
ANSI proporciona valores especiales cuando conecta un cable aislado (valor inferior
al de la junta equivalente entre dos barras desnudas),
- las temperaturas aceptables para las partes accesibles también son menores para
ANSI (50 °C versus 70 °C, cuando se tocan para el servicio normal, y 70 °C versus
80 °C, cuando no se tocan durante el servicio normal). En las partes externas
accesibles, la temperatura máxima permitida en ANSI: 110 °C.
• La endurancia mecánica para operaciones de extracción se establece como
500 operaciones para ANSI C37.20.2, 50 para ANSI C37.20.3. Lo mismo sucede
con la norma IEC 62271-200, excepto si la capacidad de retiro se pretende utilizar
como función de desconexión (que deberá indicar el fabricante), entonces mínimo
1000 operaciones como para seccionadores.
• Otras discrepancias de diseño
- Los materiales aislantes tienen un rendimiento mínimo contra incendios estipulado
en ANSI, no actualmente en IEC.
- ANSI C37.20.2 y C37.20.3 requieren embarrado de tierra con capacidad de
corriente momentánea y de corto tiempo. IEC acepta la corriente que fluye por
la envolvente y la prueba de rendimiento se realiza como prueba funcional
(si el embarrado está hecho de cobre, se expresa el corte transversal mínimo),
- ANSI C37.20.2 requiere que la FT esté equipada con fusibles limitadores de
corriente en el lado del AT. ANSI C37.20.2 y 3 requiere que los TI tengan una
clasificación de 55 °C.
- ANSI C37.20.2 y C37.20.3 especifican un grosor mínimo para las láminas metálicas
(equivalente en acero: 1,9 mm en todas partes, y 3 mm entre secciones verticales y
entre las 'partes principales' de un circuito primario; los valores más altos se aplican
a los cuadros grandes).
174 I Guía técnica de MT
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Normas
Comparación IEC - ANSI/IEEE
IEC - Discrepancias mayores ANSI
-
IEC 62271-200 no especifica ningún material ni grosor para el envolvente y las
particiones, sino propiedades funcionales (continuidad eléctrica, por medio de una
prueba de CC con caída de tensión máxima).
ANSI C37.20.2 especifica el número mínimo de bisagras y puntos de cierre de
acuerdo con las dimensiones.
El metalclad ANSI debe tener conductores primarios aislados (resistencia mínima =
tensión fase a fase).
El metalclad ANSI tiene barreras entre las secciones de cada circuito.
Esto aplica al embarrado, cuyo compartimento debe dividirse en "secciones" a lo
largo del tablero de distribución.
Para ANSI, los interruptores automáticos extraíbles se deberán evitar mediante el
enclavamiento hasta que se descargue su mecanismo.
ANSI expresa los requisitos dimensionales para los puntos de conexión de los
interruptores (NEMA CC1-1993).
Los indicadores de posición difieren por color y marcas.
Las fuentes de alimentación auxiliares deben tener una protección contra
cortocircuitos en el cuadro para ANSI C37.20.2 y 3.
ANSI: las conexiones primarias de los TT’s deben incorporar fusibles.
Conexiones secundarias de acuerdo con la aplicación.
Procedimientos de prueba básicos
• P
ara las celdas extraíbles, las pruebas dieléctricas de frecuencia de potencia
entre los conductores aguas arriba y abajo en la posición retirada se especifican
como 110% de la fase de valor a tierra en ANSI en todos los casos. Para IEC, se
requiere una prueba con el valor de separación abierta de los seccionadores solo
si la capacidad de extracción está diseñada para ser usada como función de
desconexión (lo debe indicar el fabricante).
• La prueba de corriente momentánea debe ser de al menos 10 ciclos para ANSI,
la prueba de resistencia a corriente pico debe ser de al menos 300 ms para la IEC
(y hacer pruebas para tener al menos 200 ms de corriente después).
• Para ANSI, todos los materiales aislantes, deben demostrar una resistencia
mínima a la llama (C37.20.2 § 5.2.6 y 5.2.7). El tema aún no se aborda en el IEC,
pero se está debatiendo la revisión de la norma de "especificaciones comunes".
• En el caso de ANSI, la pintura en las partes de ferrosos externos debe demostrar
protección contra la oxidación mediante una prueba de niebla salada.
• Los seccionadores de acuerdo con ANSI C37.20.3 y C37.20.4 deberán soportar
tensiones de prueba dieléctricas de "hueco abierto" (frecuencia de potencia y
impulso) un 10% más altas que el valor de fase a tierra; en IEC, un requisito similar
se expresa solo para los seccionadores.
• Las pruebas BIL tienen diferentes secuencias y criterios entre IEC y ANSI (2/15 en
IEC, 3 por 9 en ANSI). La equivalencia entre los dos enfoques es una cuestión
controvertida y no puede considerarse válida.
• Pruebas de aumento de temperatura ANSI/IEEE: las secciones transversales de las
conexiones de suministro y cortocircuito están definidas por las normas, sin
tolerancias, etc. Por lo tanto, no pueden cumplir con ambas normas al mismo tiempo.
• Para pruebas de rutina, los circuitos auxiliares se verifican a 1500 V × 1 min en
ANSI (C37.20.3) en lugar de 2 kV × 1 min en IEC.
• Los interruptores ANSI, de acuerdo con C37.20.4, deben realizar pruebas de
interrupción de carga antes de cualquiera de las pruebas de clasificación opcionales
(creación de defectos para fusible de cuadro integral, corriente de conmutación de
carga de cable, corriente de conmutación de transformador en vacío).
• La prueba dieléctrica como verificación de condición después de pruebas de
energía o pruebas de endurancia mecánica se especifica en el 80% de la
frecuencia de potencia nominal que soporta la tensión según IEC (cláusulas
comunes), y solo en el 75% por ANSI (C37.20.4).
• El fusible a corriente verificada a tierra durante las pruebas de potencia de los
seccionadores se especifica de manera diferente en IEC y ANSI (100 mm de longitud
y 0,1 mm de diámetro para IEC, 3 A o 2 pulgadas de longitud y 38 AWG para ANSI).
• Los seccionadores requieren pruebas monofásicas por C37.09 Tabla 1 líneas 6 y 7.
• Los seccionadores requieren la acumulación de 800 % Ksi dentro de la secuencia
de prueba de tipo.
• La clasificación de resistencia arco interno es una capacidad demostrada y
estandarizada para proteger al operario de cuadros de media tensión.
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I 177
Referencias de normas IEC en esta guía
IEC 61869-10 ed 1.0
IEC 61869-11 ed 1.0
IEC 60060-1 ed 3.0 IEC 60071-2 ed 4.0 IEC 60076-11 ed 2.0
IEC 60076-12 ed 1.0
IEC 60282-1 ed 8.0 IEC 60529 ed 2.0 IEC 60909-0 ed 2.0 IEC 61869-1 ed 1.0 IEC 61869-3 ed 1.0 IEC 61936-1 ed 3.0 IEC 62262 ed 1.0 IEC 62271-1 ed 2.0 IEC 62271-100 ed 3.0
IEC 62271-102 ed 2.0
IEC 62271-103 ed 2.0
IEC 62271-110 ed 4.0
IEC 62271-202 ed 2.0
IEC TR 62271-306 ed 1.0
IEC TR 62655 ed 1.0
IEC TS 62271-304 ed 2.0
IEC GUIDE 109 ed 3.0
178 I Guía técnica de MT
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11 de marzo de 2022
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